mejoras en el sistema de endulzamiento de gas natural de

Avances en Acondicionamiento de Gas
MEJORAS EN EL SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL
DE LA PLANTA LGN II DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO EL TABLAZO
GARANTIZAN CONTINUIDAD OPERACIÓNAL Y GENERAN
AHORROS ENERGÉTICOS.
Rubén Pérez ([email protected]), María Rodríguez ([email protected]),
Eduardo Andrade ([email protected]) Alejandro Méndez ([email protected]).
PEQUIVEN S.A. Complejo Petroquímico El Tablazo. Maracaibo. Venezuela
RESÚMEN: En el primer trimestre del año 2005 se realizó un mantenimiento general
donde implementaron una serie de mejoras en el proceso de endulzamiento de gas
natural de la planta LGN II del Complejo Petroquímico El Tablazo, ubicado en el
Municipio Miranda del Estado Zulia. Entre las mejoras realizadas se encuentran:
Cambio del absorbente de gases ácidos; Sustitución de bandejas y modificaciones
en la torre regeneradora de amina, sustitución de diversos intercambiadores de calor,
sustitución de válvulas defectuosas, Modificaciones a la filosofía operacional del filtro
de carbón activado, instalación de analizadores de CO2 continuos. Los cambios
mencionados han permitido el manejo de flujos de gas con altas concentraciones de
gases ácidos., se han originado ahorros energéticos debido a la disminución del
consumo de vapor que se encuentran entre 25% y 30% por Millón de pié cúbico
estándar de CO2 absorbido. Igualmente se estima que se genere un gran ahorro
anual por concepto de reposición de solvente.
1.- ANTECEDENTES
El sistema de endulzamiento de la planta LGN II perteneciente a MARAVEN y
ubicada en el Complejo Petroquímico El Tablazo, entro en operación en el mes de
Febrero 1992 utilizando como solvente MDEA al 50%. Con este solvente la planta
logró operar con una carga de gas de 80 MMPCED y obtener una producción de
etano bajo especificación de 4 MMPCED.
En Octubre 1992 la MDEA se reemplaza por una amina formulada a base de MDEA
y otras aminas primarias (SOLVENTE A). Con este solvente se logra aumentar la
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carga de gas a la planta a 154 MMPCED con una producción de etano de 10
MMPCED (360 TM/D) en especificación.
Entre 1993 y 1994 se hicieron una serie de evaluaciones entre personal de la
empresa MARAVEN, la empresa fabricante de la planta y el suplidor de la amina
formulada, con el propósito de aumentar la carga de la planta a condiciones de
diseño. Los cambios en el diseño de la planta recomendados por el equipo evaluador
fueron llevados a cabo y se logró aumentar la carga de la planta hasta 170
MMSCFD.
En Octubre 1994 sé efectúa un programa de filtrado de la amina y en Noviembre del
mismo año se realiza un paro de planta para realizar la limpieza interna de todos los
equipos de la planta.
En el año 1996 finaliza la construcción de la Planta Purificadora de Etano, ubicada
en el Complejo El Tablazo, la cual posee un sistema de endulzamiento de gas que
emplea DEA como absorbente de gases ácidos.
En el año 1997, Las plantas de LGN I y II pertenecientes a la filia de PDVSA
MARAVEN, son transferidas a Petroquímica de Venezuela S.A. (PEQUIVEN).
Durante el año 2000 se realiza el cambio de amina en la Planta Purificadora de
Etano, a una amina con una base de MDEA combinada con un activador para
acelerar la reacción entre el CO2 y esta.
2.- DESCRIPCION DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO, PLANTA LGN II
La planta de tratamiento de gases ácido de LGN II, fue diseñada para manejar un
flujo de gas de alimentación de 180 MMPCED a 850 psig, con un porcentaje de
CO2 de 3.87 % y 100°F. La remoción del CO2 y H2S contenidos en el gas de
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alimentación se realiza actualmente mediante absorción y posterior desorción en
una solución de aminas al 50%, como se muestra en la Figura 1.
Las características del gas alimentación, consideradas en el diseño de la unidad de
amina de la LGN II se presentan en la Tabla 1.
El gas ácido entra por la parte inferior de la torre absorbedora T-201 y se pone en
contacto, en contracorriente, con el flujo de amina pobre (bajo contenido de CO2).
Por el fondo de la torre se obtiene la amina rica (alto contenido de CO2) y por el
tope se obtiene el gas dulce con un contenido de CO2 menor a 100 ppmv. La
Torre T-201 está equipada internamente con 12 bandejas y una sección
empacada.
Al salir de la T-201, la amina rica se expande en el tambor V-207, donde se
extraen parte de los hidrocarburos livianos absorbidos, luego la amina es filtrada
en los filtros de cartucho F-202 A ó B para retirar los sólidos suspendidos y
posteriormente parte de este flujo (aproximadamente 10%) es circulado por el filtro
de carbón activado F-205 para retener las moléculas grandes.
Luego la corriente es calentada desde 152°F hasta 200°F, en el intercambiador de
placas paralelas E-208 ó E-208 A, circulando por un lado de las placas amina rica
y por el otro amina pobre.
La amina rica calentada alimenta a la torre despojadora de CO2 T-202, donde por
el tope sale el gas ácido y por el fondo la amina pobre.
Esta columna esta
equipada internamente con 20 bandejas y el calor necesario para la regeneración
proviene de los rehervidores de la columna E-209A/B que usa una corriente de
vapor saturado de baja presión como medio de calentamiento.
El vapor consumido en los rehervidores proviene del cabezal de vapor de 650 psig.
Este vapor pasa a través de una válvula, la cual disminuye la presión del vapor
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hasta 45 psig; luego se dirige a un atemperador que controla la temperatura del
cabezal a 300oF.
AC-204
Gas Acido
100°F
845 PSIG
Gas Dulce
<100 ppm CO2
E-213
F-203
110°F
120°F
AC-205
197°F
10 PSIG
Hacia el V-219
120°F
CO 2
CO 2
Agua
V-209
V-215
131°F
837 PSIG
120°F
5 PSIG
120°F
55 PSIG
200°F
42 PSIG
120°F
845 PSIG
P-205A/B
F-205
T-201
110°F
120°F
50 PSIG
P-204 A/B/C
152°F
50 PSIG
152°F
825 PSIG
E-209A
T-202
Hacia el V-219
252°F
12 PSIG
V-207
E-209B
240°F
12 PSIG
AMINA POBRE
AMINA RICA
E-208/208A
191 °F
7 PSIG
VENTEO
F-202A/B
V-208
AC-203 A/B/C/D
180°F
55 PSIG
P-206 A/B
180°F
5 PSIG
FIGURA # 1. Sistema de Absorción de Gases Ácidos. Planta LGN II El Tablazo.
Tabla 1. Condiciones de diseño de unidad de amina de planta LGN II.
Composición de gas
Componente
%molar
Volumen de gas
(MMSCFD)
Presión (psig)
Temperatura (oF)
180
850
100
Amina:
Concentración
Flujo amina (gpm)
50%peso
990
Nitrógeno
H2S
CO2
Metano
Etano
Propano
Isobutano
N-butano
Isopentano
N-pentano
Hexanos +
0,711
0,001
3,872
71,163
13,096
6,936
1,088
1,864
0,458
0,434
0,377
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El tope de la T-202 es enfriado por el aeroenfriador AC-204 A ó B desde 200°F hasta
120°F, los líquidos condensados se separan en el tambor V-209 y son retornados
como reflujo a la torre a través de las bombas P-205 A ó B. Del fondo de la torre, la
amina es enviada a los rehervidores E-209 A/B tipo Kettle. Los vapores de los
rehervidores retornan a la torre T-202 y el liquido de rebose es enviado de regreso al
intercambiador E-208/E-208 A, donde se enfría desde 252°F hasta 200°F. Luego de
pasar por este intercambiador, la amina pobre entra al tambor de reposición V-208,
de donde se succiona con las bombas P-206 A/B, para enviar el flujo a
los
aeroenfriadores AC-203 A/B/C/D. Los AC-203’s enfrían la corriente de amina
pobre desde 180°F hasta 110°F, antes de ser succionada por las bombas P-204
A/B/C, las cuales incrementan la presión del fluido hasta la presión de operación de
la torre absorbedora T-201.
El gas húmedo con CO2 que se retira en el tambor de reflujo V-209 se envía a través
de una válvula controladora de presión hacia el tambor V-219 y de allí hacia la
atmósfera a través del tubo de venteo. El agua retenida en el V-219, es retornada
aguas arriba al tambor V-207 por medio de las bombas P-208-A ó B, cerrando el
ciclo de flujo de amina.
3.- ANTECEDENTES DE PROBLEMAS OPERACIONALES Y PROBLEMAS
ASOCIADOS A CORROSIÓN.
•
REHERVIDORES E-209.
Tras 16 meses de operación de la planta, en el mes de Junio de 1993, comienza la
ocurrencia de fallas en los rehervidores de la columna regeneradora de amina. En
Diciembre del mismo año se procede a la sustitución total de los rehervidores. El
equipo de corrosión y materiales de MARAVEN determinó que la causa de tal ataque
era corrosión por alto contenido de CO2 en solución con agua y altas temperaturas.
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En Septiembre de 1995 nuevamente se hace necesario intervenir los rehervidores E209 de la columna absorbedora por fallas en los tubos.
En Junio y Septiembre de 1996 son taponados nuevamente algunos tubos de los
intercambiadores E-209. En Octubre del mismo año Corrosión y Materiales de
MARAVEN emitió un nuevo reporte de análisis de falla, donde se encontró que la
causa es la acción corrosiva del CO2 en contacto con agua en zonas o puntos
calientes ubicados en el espacio anular tubo - placa; donde es posible la formación
de burbujas de gases ácidos y vapor de agua que impiden la pasivación natural del
acero. Estas zonas calientes se atribuyeron a problemas de diseño del rehervidor,
que ocasiona circulación poco uniforme de la amina y alta estanqueidad en la zona
de la placa tubular.
En Noviembre de 1996 se re entubaron los dos intercambiadores, utilizándose tubos
previamente
estirados,
para
alcanzar
la
longitud
requerida,
debido
a
la
indisponibilidad de material. En Julio de 1997 se producen fallas en los tubos,
taponándose 16 tubos en el E-209 A y 17 tubos en el E-209 B. Presumiblemente la
falla prematura se debió a la utilización de tubos con deformación plástica que no
recibieron tratamiento térmico de alivio de tensiones, siendo más susceptibles de ser
atacados por la corrosión. En Septiembre del mismo año se taponan varios tubos
rotos hasta alcanzar un total de 47 tubos en el E-209 A y 70 tubos en el
E-209 B.
En Noviembre del 1997 la Superintendencia de Ingeniería y Servicios Técnicos
emitió un informe donde se recomendó efectuar modificaciones al diseño y a las
condiciones de proceso de los Rehervidores E-209-A/B para garantizar la
continuidad operacional de estos equipos. En Febrero de 1.998 se efectuaron dichas
modificaciones, las cuales contemplaron el aumento de la altura de la placa de
rebose en 3", reubicación de la válvula de control de vapor y adición de una boquilla
de entrada de amina al rehervidor, a fin de evitar zonas de estanqueidad lado amina.
En la misma fecha se re entubaron los Rehervidores utilizando tuberías de Acero al
Carbono ASTM A-179, con tratamiento térmico posterior al doblado y alivio de
tensiones a 650°C. Durante la ejecución de esta actividad se encontró corrosión
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severa y picaduras en el lado en contacto con solución de amina de las placas
tubulares. Se recomendó planificar su reemplazo.
Los haces tubulares se extrajeron aproximadamente 20 cm, con la finalidad de
reemplazar la empacadura entre el haz tubular y la carcasa de los rehervidores. Se
observó gran acumulación de depósitos en los tubos en ambos equipos y al limpiar la
zona con acceso se encontró corrosión bajo depósito. Las placas tubulares de
ambos rehervidores presentaron corrosión generalizada leve en algunas zonas,
especialmente la del E-209 B. No se tuvo acceso para evaluar la cara interna (lado
amina) de las placas tubulares ni el resto de los haces tubulares.
En Agosto del año 1999 se intervienen nuevamente los intercambiadores para
reparar tubos rotos. En el año 2000 los equipos se intervienen 3 veces en un período
de 9 meses, según un estudio realizado por el equipo de corrosión y materiales se
encontró un ataque agresivo causado por un efecto mecánico (vibración)
acompañado por ataque químico de la solución ácida. En Abril del año 2001 son
sustituidos completamente los ases tubulares y se incluyen nuevas modificaciones al
diseño de los mismos, sin embargo en Agosto del mismo año comienzan
nuevamente a presentar tubos rotos, problemas que persiste durante el año 2001.
Para el año 2002 nuevamente se reemplazan los haces tubulares del equipo. Debido
a las fluctuaciones del gas de alimentación, la planta LGN II permanece en
funcionamiento intermitente. A lo largo de los años 2003 y 2004 se detectan diversas
fugas y se realizan las reparaciones correspondientes. Las siguientes figuras ilustran
los problemas de corrosión de los rehervidores E-209 A/B
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FIGURA # 2. Corrosión en Tubos Intercambiador E-209
La siguiente figura muestra el estado de uno de los intercambiador E-209 al
momento de realizar la sustitución del último juego de tubos, en febrero de 2004.
Hasta esta fecha el intercambiador E-209 A poseía 310 tubos taponados y el
intercambiador E-209 B poseía 322 tubos taponados de un total de 762 tubos cada
uno.
FIGURA # 3. Tubos Taponados. Intercambiador E-209
•
INTERCAMBIADORES AMINA - AMINA
En fecha 21/07/2001, se evaluaron los intercambiadores de placas amina rica amina pobre E-208 y E-208-A, que han presentado ocasionalmente fugas y
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ensuciamiento que reducen su factor de servicio. Dichos problemas se presentaron
en diversas oportunidades hasta finales del 2004.
En la siguiente figura se muestra el ensuciamiento de las placas y el desprendimiento
de las empacaduras que separan las placas del intercambiador E-208 y E-208-A.
FIGURA # 4. Placas del Intercambiador Amina – Amina Afectadas por Ensuciamiento
•
COLUMNA T-202
En múltiples ocasiones la columna T-202 ha sido inspeccionada encontrándose
problemas graves de corrosión y desprendimiento de válvulas y bandejas.
Igualmente se ha encontrado corrosión en las paredes de la parte inferior de la
columna. Las siguientes figuras ilustran el estado en que se encontraron las
bandejas de la columna T-202 durante una inspección realizada en el año 2001.
En la parada de planta del año 2001 se verificó el desprendimiento de las bandejas
del fondo y deterioro de las mismas, se encontró corrosión generalizada del cuerpo
de la torre entre el fondo y la bandeja número tres, observándose un mayor ataque
corrosivo en el lado sur, sección inferior de la torre, con significativa pérdida de
espesor.
A principios del año 2003, se realiza nuevamente una inspección de la torre
encontrándose nuevamente daños en el 80% de la capa pasivante del material de la
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columna; Ausencia de soportes, rotura y deformación de las bandejas, ausencia de
láminas de los bajantes; desprendimiento y ausencia de las válvulas de varias
bandejas.
FIGURA # 5. Bandejas caídas y Pérdida de Válvulas de Burbujeo
El equipo de inspección de equipos estáticos recomendó el remplazo total de las
bandejas y su tornillería, y la aplicación de belzona molecular en las zonas afectadas
por la corrosión.
FIGURA # 6. Pérdidas de Espesor en Área Inferior de la Columna T-202
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•
BOMBAS P-206
En el año 2001 fueron intervenidas las bombas P-206 las cuáles presentaban
problemas graves de desempeño, se encontró un ataque corrosivo severo en sus
impulsores y presencia de productos de corrosión acumulados en su carcaza.
4.- MEJORAS EN EL SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL
IMPLEMENTADAS EN PARADA DE PLANTA 2005.
En el primer semestre del año 2005, se implementaron una serie de mejoras con la
intención de garantizar la operatividad del sistema de endulzamiento de la planta
LGN II e incrementar la capacidad de remoción de gases ácidos presentes en la
corriente de gas natural de alimentación puesto que, debido al déficit de gas natural
con bajo contenido de CO2 proveniente del Lago de Maracaibo, PDVSA GAS anunció
a PEQUIVEN la posibilidad de enviar gas con hasta 6% molar de CO2 en el gas de
alimentación. Las mejoras al sistema de endulzamiento son las siguientes:
• SUSTITUCIÓN DE BANDEJAS Y ACONDICIONAMIENTO T-202.
En la búsqueda de una solución para el problema de la caída de bandejas y las
pérdidas de las válvulas de burbujeo que estos presentaban, en Septiembre del año
2003 se comienzan a realizar los contactos con distintas empresas suplidoras de
internos para columnas, a quienes se les envían los datos de proceso necesarios
para el diseño y dimensionamiento de las bandejas de la torre T-202. A estas
empresas se les solicitó realizar mejoras tanto en el aspecto mecánico de las
bandejas (espesor, material, fijación de las bandejas a la columna, fijación de
válvulas a la bandeja etc.), como en el aspecto de transferencia de masa e hidráulico
(caídas de presión de plato seco, relación de área abierta a área de burbujeo, área
de burbujeo, inundación por arrastre).
De las distintas bandejas presentadas se seleccionó un juego de bandejas para
aplicaciones con altas cargas mecánicas. El nuevo diseño incluye válvulas
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rectangulares fijas en las últimas 5 bandejas de la columna (fondo), y el resto
válvulas rectangulares flotantes. Las válvulas rectangulares presentan mejores
ventajas mecánicas y de transferencia de masa que las válvulas redondas:
Disminuye la posibilidad de que las válvulas sean sacadas de su puesto por altas
velocidades de gas lo que produce rotación en las válvulas redondas y desgaste de
las patas sujetadoras, bajo ensuciamiento de la válvula, mejor transferencia de masa,
disminución de la posibilidad de inundación y goteo. La bandeja seleccionada posee
una serie de vigas que harán más rígida la bandeja y por lo tanto la posibilidad de
desprendimiento disminuirá. En la siguiente figura se muestran algunos detalles de
las bandejas seleccionadas.
FIGURA 7. Detalles de Bandejas Colocadas en la Columna T-202
•
COLOCACIÓN DE PLACA DE DESGASTE Y DEFLECTOR DE ENTRADA DE
GAS EN EL FONDO DE LA COLUMNA T-202.
Conocidos los antecedentes de desgaste del material ubicado en la parte inferior
lado sur de la columna regenerado de amina T-202, y con la sospecha de la no
presencia de un deflector que evite el choque directo del flujo de vapores proveniente
de los rehervidores E-209 A/B con las paredes de la columna se coordinó, durante la
planificación de la parada de planta, la colocación de láminas de desgaste del mismo
material de la columna y la instalación de un deflector tipo codo a 45°.
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Cabe destacar que el diseño original de la columna contemplaba este deflector, que
por algún motivo en algún mantenimiento anterior fue retirado, pues se observa la
evidencia del corte realizado, mas no se encontró registro escrito del porqué de su
eliminación. La siguiente figura muestra las láminas de desgaste colocadas y parte
del deflector instalado en el fondo de la columna.
FIGURA # 8. Láminas de Desgaste y Deflector de Entrada de Gases. Fondo T-202
•
SUSTITUCIÓN DE PLACAS DEL INTERCAMBIADOR AMINA – AMINA E
INSTALACIÓN DE NUEVO JUEGO DE TUBULARES EN REHERVIDORES
E209 A/B.
Entre el conjunto de mejoras que se realizaron en el sistema de endulzamiento de la
planta LGN II se incluyó la sustitución de la totalidad de las placas de los
intercambiadores amina - amina E-208 los cuales habían presentado deterioro y
fugas durante el año 2004. Igualmente fueron sustituidos los ases tubulares de los
rehervidores de la columna regeneradora de amina E-209 A/B, los mismos, tal y
como se muestra en la figura # 3, se encontraban con aproximadamente el 40% de
tubos taponados.
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• SUSTITUCIÓN DE VÁLVULAS DEFECTUOSAS
Durante la parada de planta fueron sustituidas una gran cantidad de válvulas de gran
importancia en el sistema de endulzamiento; Dichas válvulas presentaban problemas
de fugas por desgaste en sus asientos e internos. Dichas fallas no permitían aislar
ciertas secciones de la planta para realizar los mantenimientos. Entre las válvulas
cambiadas se encuentran 8 válvulas de los intercambiadores amina - amina, 4
válvulas de entrada y salida a los filtros, succiones de bombas entre otras.
• LAVADO QUÍMICO Y SUSTITUCIÓN DE ABSORBENTE.
Los problemas de corrosión presentados en planta, el alto consumo de absorbente y
el incremento en el contenido de gases ácidos anunciado a PEQUIVEN por parte de
PDVSA GAS, fueron las razones fundamentales para el desarrollo de un estudio que,
durante el año 2001, llevó a cabo la Gerencia Técnica de PEQUIVEN El Tablazo e
INTEVEP. En dicho estudio se recomendó la sustitución del absorbente utilizado en
planta (Metil Dietanol Amina Formulada) por un solvente de tecnología reciente y
menos corrosivo. Durante el año 2004, el equipo de ingeniería de procesos de las
plantas de gas realiza un estudio a profundidad sobre el cambio del absorbente, con
la intención de verificar los siguientes aspectos:
9 El máximo flujo de gas natural con altas concentraciones de CO2 que pudiera
tratarse en el sistema de endulzamiento (6.02% molar de CO2).
9 Determinar ahorros energéticos (consumo de vapor en rehervidores) generados
por la implantación del nuevo solvente.
9 Verificar el grado de corrosividad del solvente.
9 Flexibilidad
operacional.
Se
buscaba
un
solvente
cuyas
características
operacionales permitieran una gran flexibilidad de manejo de gases ácidos y
cambios de composición del gas a tratar
9 Consumo de solvente. Se requiere un absorbente con baja presión de vapor y
estable, que disminuya al mínimo la cantidad de absorbente utilizada para
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reposición, y que maximice la cantidad de gas ácido removido por galón de
solvente circulando en un minuto.
9 Experiencia operacional y soporte técnico. Se requería conocer la experiencia y
desempeño operacional del solvente propuesto por cada una de las empresas,
para esto se contactaron a varios usuarios de los solventes dentro y fuera del
país, a quienes se les solicitó sus comentarios sobre aspectos como corrosión,
consumos de solvente y energía, servicio técnico de la empresa, entre otros.
Tras llevarse a cabo diversas reuniones con los representantes de las casas
proveedoras de absorbentes en donde se discutió cada propuesta, y comparados los
parámetros mencionados en los párrafos anteriores para cada uno de los
absorbentes, se procedió a seleccionar la amina que mejor desempeño presentase
en base a las premisas estipuladas por el equipo de ingeniería de procesos de la
planta LGN.
La amina fue seleccionada en el segundo semestre del 2004, y esta formulada con
metil dietanol amina como base, posee un compuesto que acelera la reacción entre
el CO2 del gas de alimentación y este tipo de amina (en condiciones normales esta
reacción es sumamente lenta); Además en su formulación posee un producto
anticorrosivo.
Para realizar la sustitución de la amina en el sistema de endulzamiento, durante la
parada de planta del 2005, se procedió a retirar toda la amina original circulante del
sistema de endulzamiento, esta se almacenó en condiciones seguras para evitar
algún impacto ambiental para luego proceder a su disposición final mediante
incineración a través de una empresa debidamente autorizada por los organismos
gubernamentales en materia ambiental.
Una vez retirada la amina original del sistema, se procedió a realizarla limpieza
química de todo el circuito de endulzamiento con la intención de dar las condiciones
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de trabajo adecuadas para la intervención de la parte interna de los equipos y la
posterior carga del absorbente nuevo en el sistema.
La limpieza química consistió en remover con seguridad cualquier producto de
corrosión y otras adherencias que pudieran existir en el circuito de endulzamiento.
Esta limpieza se dividió en dos fases:
La primera fase consistió en la remoción de orgánicos, remoción de hierro a través
del uso de soluciones ácidas y básicas, para luego neutralizar y pasivar las
superficies del sistema.
La segunda fase de la limpieza química se llevó a cabo en los equipos T-202 y
E-
209 A/B y consistió en preparar la superficie metálica después de la instalación de
platos de la columna T-202 y de los nuevos haces tubulares E-209 A/B, es decir se
buscaba remover partículas de hierro, escorias de soldaduras y pasivar la superficie
metálica.
• PUESTA EN SERVICIO DE SISTEMA DE FILTRADO CARBÓN ACTIVADO Y
SISTEMA DE MONITOREO DE CORROSIÓN.
El sistema de filtrado de amina a través de carbón activado se había mantenido
inactivo desde principios de los años 1990 principalmente por haberse presentado
graves problemas de arrastre de partículas de carbón que perjudicaban los
intercambiadores de placas ubicados en el sistema.. Durante la parada de planta del
año 2005 se procede a reactivar dicho sistema, no sin antes haber realizado un
estudio completo del diseño del lecho de carbón activado. En dicho estudio se
verificó el flujo de amina que, dependiendo del volúmen del lecho, debería pasar a
través del mismo para evitar arrastre de partículas y contaminación de equipos.
Igualmente el estudio verificó los tiempos de residencia de la amina dentro del lecho,
La velocidad superficial del fluido, la temperatura de la operación, la idoneidad del
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material filtrante, su ubicación física dentro del sistema y la configuración del sistema
de filtración de amina.
Con respecto al monitoreo de corrosión en el sistema de endulzamiento, este había
sido dejado a un lado desde principios del año 2000. La puesta en servicio de la
planta con el nuevo absorbente requiere un monitoreo continuo de la corrosión en el
sistema, más aún sin el contenido de CO2 en el gas de alimentación se ha
incrementado de manera significativa. Durante el año 2005 y principios del 2006 se
realizó la inspección y reparación de los equipos porta cupón colocados en distintos
puntos de la planta; Ya en el mes de marzo de 2006 se colocaron los primeros
cupones de corrosión y se están realizando las mediciones a través de esta técnica.
Actualmente esta en estudio la sustitución de los cupones como método para
cuantificar la corrosión, para implantar métodos electroquímicos mas directos que
permiten el monitoreo en tiempo real de las velocidades de corrosión y que pueden
ser observadas por los operadores de la planta directamente en los monitores del
panel de control. Entre estos métodos se encuentran la Resistencia a la polarización
lineal, y el ruido electroquímico.
• ANALIZADORES (CONTÍNUO Y VIRTUAL)
El sistema de endulzamiento de la planta LGN II, poseía un cromatografo encargado
de analizar las corrientes de gas de alimentación y de gas tratado, dicho
cromatografo tenía la desventaja de no mostrar en tiempo real la calidad de los
productos de entrada y salida del sistema de endulzamiento debido a que el tiempo
de cada análisis era de aproximadamente 8.5 minutos cada uno; esto no permitía
tener un tiempo de respuesta inmediato ante cualquier perturbación que afecte la
calidad del gas tratado, pues era solo después de 17 minutos, que se podía tener
una lectura de la calidad del gas endulzado. Por otro lado, y debido a la naturaleza
del cromatografo instalado (Detección infrarroja), al aumentar la concentración de
metano en la muestra analizada, se podía tener una lectura errada del contenido de
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CO2, ya que el metano puede solapar al CO2 al momento de realizar la separación
en la columna cromatográfica y luego en el sistema de detección.
Como parte de la solución dada a los problemas mencionados en el párrafo anterior,
se creó un analizador continuo virtual de CO2 utilizando una herramienta de
inteligencia artificial conocida como redes neuronales artificiales. Dicho sistema
permite mantener un monitoreo del contenido de CO2 en el gas tratado, con tan solo
conocer algunas variables del proceso. Actualmente y debido al cambio de
absorbente en el sistema de endulzamiento, el analizador virtual se encuentra fuera
de servicio, ya que este debe ser reprogramado para utilizarse con el nuevo
absorbente.
Otra solución que se le ha dado al monitoreo de CO2 en el gas tratado, ha sido la
instalación de un medidor continuo basado en tecnología láser, este analizador
mantendrá informado continuamente y en tiempo real al personal de la planta con
respecto al contenido real de CO2 en la corriente gaseosa. Con la implementación de
esta tecnología quedan atrás los problemas de solapamiento de CO2 y metano,
resultando en una operación más confiable de la planta LGN II.
5.- BENEFICIOS OBSERVADOS A PARTIR DE LA IMPLANTACIÓN DE LAS
MEJORAS EN EL SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL.
•
AHORRO ENERGÉTICO.
Una vez puesta en servicio la planta LGN II, durante el último trimestre del año 2005,
se ha podido apreciar un ahorro en la cantidad de vapor requerido para la operación
de la planta. Este ahorro se expresa en una disminución del consumo de vapor por
cada millón de pié cúbico estándar de dióxido de carbono absorbido que se ubica
entre el 25% y 30%, con respecto al absorbente utilizado anteriormente (1.97 a 2.37
US $ por tonelada métrica de vapor utilizada). En la siguiente figura se muestra la
disminución del consumo de vapor por cada MMSCFD de CO2 absorbido.
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Comparación del Consumo de Vapor por MMSCFD de CO2
Removido
12000
Lbs-h / MMSCFD
10000
8000
6000
4000
Nuevo Solv.
Solv. Ant.
2000
96
91
86
81
76
71
66
61
56
51
46
41
36
31
26
21
16
11
6
1
0
FIGURA # 9. Comparación del Consumo de Vapor por MMSCFD de CO2 Removido
•
CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS.
La capacidad de manejo de gas del sistema de endulzamiento de la planta LGN II, se
encontraba limitada a 170 MMSCFD de un gas con un contenido máximo de CO2 de
3.9% molar (6.63 MMSCFD de CO2); El Cambio de absorbente ha permitido manejar
flujos de gases de hasta 142 MMSCFD con 6.2% de CO2 (8.80 MMSCFD); Por otro
lado el fabricante de la amina garantiza que bajo las premisas entregadas a los
fabricantes durante la selección del nuevo absorbente, la planta puede manejar hasta
160 MMSCFD con 6.02% de CO2 (9.63 MMSCFD de CO2) lo cual se traduce en un
aumento de la capacidad de absorción de CO2 de aproximadamente 45.25% con
respecto al solvente anterior. Lo anterior permite a PEQUIVEN manejar flujos de gas
natural con concentraciones de CO2 relativamente altas (aproximadamente 5% a 6%
molar), los cuales no hubiesen podido haberse manejados con el absorbente
anterior. La siguiente figura muestra los límites de operación para el absorbente
anterior (línea roja) y para el absorbente circulando actualmente en el sistema de
endulzamiento de la planta (línea azul). El área que se ubica entre ambas líneas, es
la capacidad adicional de manejo de gases ácidos que PEQUIVEN ha adquirido por
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el cambio de absorbente, esto se traduce en ganancias adicionales por la producción
de etano y propano los cuáles se convertirán posteriormente en productos
terminados polietileno y polipropileno los cuales tienen un alto valor comercial.
•
REPOSICIÓN DE ABSORBENTE.
Con respecto a la reposición de solvente, se ha observado un ahorro significativo en
este aspecto. Antes de realizar los cambios descritos anteriormente, la operación del
sistema de endulzamiento de gas requería un consumo promedio de 30 tambores de
absorbente por mes, equivalentes a 22380 US Dólares. En la actualidad el consumo
durante 8 meses de operación con el nuevo absorbente ha disminuido a un promedio
de 3.75 tambores mensuales equivalentes a 3097.5 US Dólares; representando una
disminución del 86.15% de los costos asociados a reposición de solvente.
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