Gás Natural

A desidratação de gás natural remove hidratos que podem crescer como cristais e plugar linhas e retardar o fluxo de correntes de hidrocarbonetos gasosos. A desidratação também reduz a corrosão, elimina a formação de espuma e evita problemas com catalisadores a jusante. O gás natural é desidratado de acordo com as especificações do cliente quanto ao teor máximo de água. Desafio O método mais comum de desidratação é a absorção de vapor de água no líquido dessecante trietilenoglicol (TEG). A retirada do glicol rico em água do fundo do absorvedor é facilitada por um controle de nível. O desligamento de nível alto e baixo pode ser aplicado ao reinicializador, tanque de surto e separador de flash.

Os gases de hidrocarbonetos são frequentemente queimados em um processo de oxidação em alta temperatura que queima componentes combustíveis de resíduos. Leis e restrições ambientais exigem o monitoramento preciso de gases queimados em plataformas de petróleo e gás. Um medidor de vazão é necessário para monitorar os gases residuais. Desafio Deve-se levar em consideração a mudança brusca de vazão, baixas pressões e uma ampla faixa de velocidades. Os medidores de vazão de dispersão térmica são instrumentos ideais para a medição de vazão de flare devido à baixa sensibilidade ao fluxo e ao alto desgaste.

De Ingredientes Farmacêuticos Ativos (APIs) a Inibidores de Corrosão de Fase de Vapor (VCIs), qualquer um de mil aditivos e agentes pode ser injetado na corrente de processo de uma determinada indústria para alterar ou transmitir propriedades de novos produtos ou melhorar a dinâmica de processamento. Sistemas de injeção e sistemas de skid químicos oferecem uma ampla gama de opções de controle de dosagem. Desafio Um sistema de injeção química consiste tipicamente em um ou mais tanques ou tambores de suprimento de produtos químicos, um tanque de medição, um recipiente com um misturador (se necessário), uma bomba variável e controles de processo. Os tanques químicos e os pacotes de derrames químicos requerem monitoramento de nível para garantir que os tanques não cheguem demais ou fiquem sem produtos químicos para alimentação.

Purificadores de estação de compressão e filtros que capturam resíduos líquidos e partículas indesejadas encaminham os resíduos líquidos para um tanque de armazenamento. Resíduos podem ser condensados de água ou hidrocarbonetos mais pesados do gás natural. Os resíduos são coletados em um ou vários tanques, dependendo do tamanho da estação remota. Como um tanque de lixo enche, caminhões-tanque são normalmente programados para operações de esvaziamento de tanques. Como esses resíduos são materiais perigosos, os tanques de retenção de resíduos são classificados como Classe 1, Div. 1 áreas. Desafios Medições para nível total e nível de interface entre os hidrocarbonetos condensados e a água condensada são tipicamente feitas. A monitoração do nível do tanque pode ser fornecida com sistemas de controle de overflow e alarme ou bombas de desligamento quando o nível cai abaixo do nível baixo especificado.

O gás natural pode viajar através de milhares de quilômetros de gasoduto. Compressores colocados em intervalos chave mantêm o gás natural em movimento uniforme e confiável. Uma estação de compressão típica consiste em um purificador de entrada para coletar líquidos e sujeiras que podem ter se formado no gasoduto. O purificador consiste em uma seção primária onde os líquidos e as partes sólidas são separados da corrente de gás e uma seção secundária onde a névoa de óleo é removida. Desafios Os líquidos coletados do purificador de sucção são normalmente roteados por meio de válvulas de controle de nível do purificador para um tanque de baixa pressão (LP). Os vapores produzidos a partir dos líquidos brilhantes são expelidos para a atmosfera ou para um clarão. O condensado de baixa pressão é periodicamente transportado para fora. Os depuradores são frequentemente equipados com alarmes de nível alto e baixo.

Uma unidade de recuperação de enxofre converte o sulfeto de hidrogênio no gás ácido em enxofre elementar. Dos processos disponíveis para essas conversões, o processo Claus é de longe o mais conhecido para a recuperação de enxofre elementar, enquanto o Processo de Contato convencional e o WSAProcesso são as tecnologias mais utilizadas para a recuperação de ácido sulfúrico. O gás residual do processo Claus é comumente chamado de gás residual. O gás residual é subsequentemente processado em uma unidade de tratamento de gás. Desafios O recipiente de condensador de enxofre é equipado com uma seção de desengate na extremidade de saída, a fim de permitir a separação eficiente do enxofre líquido do gás de processo. Um recipiente de coleta equipado com controle de nível contínuo é usado para armazenar e remover o produto de enxofre do processo.

A separação dos hidrocarbonetos e fluidos do gás natural puro produz gás natural seco de qualidade de duto. As duas principais técnicas para a remoção de Líquidos de Gás Natural (NGLs) são a absorção e o método do expansor criogênico. O método de absorção é muito semelhante ao da desidratação, exceto pelo fato de que um óleo absorvente é usado em vez do glicol. Uma vez que os LGNs tenham sido removidos do fluxo de gás natural, eles devem ser separados ou fracionados. Desafio O controle de nível no método de absorção é normalmente encontrado em tambores flash, torres de separação e sistemas de refluxo. O controle de nível no método criogênico é aplicado ao separador e ao desidratador.

Os separadores são tambores grandes projetados para separar fluxos de fundo em seus componentes individuais. Eles são comumente projetados para separar correntes de fluxo de duas fases (gás / líquido) ou trifásicas (gás / bruto / água). Os separadores também são classificados de acordo com a configuração horizontal ou vertical (veja abaixo), pressão de operação, fluxo turbulento ou laminar e teste ou separação de produção. Desafio A medição do nível da interface acionará uma válvula para ajustar o nível da embarcação. Uma camada de emulsão ao longo da interface óleo / água pode contaminar o óleo com água ou a água com óleo. A formação de espuma ao longo da interface gás / líquido, se arrastada, pode causar fuga de líquido ou vazamento de gás.

Os separadores de gás natural removem partículas sólidas e líquidos de um fornecimento contínuo de fluxo de gás. Poeira, sujeira, areia e escamas de tubulações, bem como água, líquidos de gás natural e hidrocarbonetos leves podem ser removidos. Em um sistema típico, um separador de entrada permite que partículas e líquidos se estabeleçam e que o gás suba. O gás se acumula no topo do separador, onde é removido por meio de um compressor de gás. As partículas coletadas e líquidos são então despejados em um tanque de água. Desafio O controle do nível de líquido modula com precisão a quantidade de água que é retirada para garantir que o nível não suba muito alto e entre na entrada do compressor.

Os agentes químicos empregados no processamento de campo incluem aditivos de fluido de perfuração, injeção de metanol para estimulação de reservatório, injeção de glicol para inibição de hidrato, produtos químicos para tratamento de água, inibidores de espuma e corrosão, desemulsionantes, produtos químicos de dessalinização e agentes de redução de arrasto (DRAs). Os produtos químicos são frequentemente administrados por meio de patins de injeção química. Desafio O monitoramento de nível controla o inventário de produtos químicos e determina quando os tanques precisam ser preenchidos. Embora a medição precisa venha muitas vezes de bombas de dosagem química, é importante que os tanques não fiquem esgotados ou transbordem.

As especificações da tubulação exigem a remoção dos gases ácidos nocivos dióxido de carbono (CO2) e sulfeto de hidrogênio (H2S). O 2S é altamente tóxico e corrosivo para aços carbono. O CO2 também é corrosivo e reduz o valor de BTU do gás. Os processos de purificação de gás removem esses gases ácidos e tornam o gás natural comercializável e adequado para o transporte. Desafio O tratamento com amina remove os gases ácidos através da absorção e reação química. Cada uma das quatro aminas comuns (MEA, DEA, DGA e MDEA) oferece vantagens distintas em aplicações específicas. As aplicações de controle de nível incluem reatores, separadores, absorvedores, depuradores e tanques de flash.

Líquido no fluxo de ventilação pode extinguir a chama ou causar combustão e fumaça irregulares. Além disso, a queima de líquidos pode gerar um spray de produtos químicos em combustão – uma “chuva de fogo” – que cria um grave risco à segurança. Um tambor de nocaute coleta esses líquidos antes de entrar no sistema de flare. Um medidor de nível e conexões de dreno são embutidos no tambor de vazamento. Desafios Quando um grande recipiente de armazenamento de líquidos é necessário e o fluxo de vapor é alto, um tambor horizontal é geralmente mais econômico. Os separadores verticais são usados ??quando há pouca carga de líquido, espaço de plotagem limitado ou onde a facilidade de controle de nível é desejada. Os tambores knock-out são equipados com instrumentação para monitorar o nível do líquido com as instalações de bombeamento ou drenagem. Alarmes de nível alto e baixo são freqüentemente instalados em tambores vazados.

Se permitido escapar para a atmosfera, os vapores de hidrocarbonetos diminuem a renda através da perda de volume de hidrocarbonetos e criam riscos de incêndio e poluição. Uma Unidade de Recuperação de Vapor (VRU) coleta os vapores das instalações de armazenamento e carregamento, relê os vapores e retorna os hidrocarbonetos líquidos de volta ao armazenamento. Métodos para recuperar vapores incluem absorção, condensação, adsorção e resfriamento simples. Desafio A VRU é uma unidade de processo simples e econômica que fornece conformidade com a EPA e melhora as economias operacionais, capturando até 95% das emissões fugitivas. Crítico para o VRU é o flash drum onde os vapores são reliquiados. O controle do nível de líquido do flash é essencial.