Gas Natural

La deshidratación de gas natural elimina hidratos que puede convertirse en cristales y tapar líneas y retardar el flujo de hidrocarburos gaseosos. La deshidratación también reduce la corrosión, elimina la espuma y previene problemas con catalíticos corriente abajo. El gas natural se deshidrata de acuerdo a las especificaciones del cliente para máximo contenido de agua. Reto El método de deshidratación más común es la absorción de vapor de agua en el desecante liquido glicol tri-etileno (TEG). El retiro del glicol rico en agua del fondo del absorbente se facilita con un controlador de nivel. Un apagado por nivel alto o bajo puede aplicarse al recalentador, tanque de ráfaga o separador de destello.

Natural gas can travel through thousands of miles of pipeline. Compressors placed at key intervals keep the natural gas moving evenly and reliably. A typical compressor station consists of an inlet scrubber to collect liquids and slugs that may have formed in the gas pipeline. The scrubber consists of a primary section where liquids and solid parts are separated from the gas stream and a secondary section where oil mist is removed. Challenges The liquids collected from the suction scrubber are typically routed by way of scrubber level control valves to a low pressure (LP) tank. The vapors produced from the flashing liquids are vented to the atmosphere or to a flare. The low pressure condensate is periodically trucked out. Scrubbers are often equipped with high and low level alarms.

Compression station scrubbers and filters that capture liquid waste and unwanted particles route waste liquids to a storage tank. Wastes can be water condensates or heavier hydrocarbons from the natural gas. The wastes are collected in one or several tanks depending on the size of the remote station. As a waste tank fills, tank trucks are typically scheduled for tank emptying operations. As these wastes are hazardous materials, the waste holding tanks are classified as Class 1, Div. 1 areas. Challenges Measurements for both total level and interface levels between the condensed hydrocarbons and condensed water are typically made. Tank level monitoring can be provided with overflow control and alarm systems or shutdown pumps when level falls below the specified low level.

Liquid in the vent stream can extinguish the flame or cause irregular combustion and smoking. In addition, flaring liquids can generate a spray of burning chemicals— a “rain of fire”—that create a severe safety hazard. A knockout drum collects these liquids prior to entering the flare system. A level gauge and drain connections are built into the knockout drum. Challenges When a large liquid storage vessel is required and the vapor flow is high, a horizontal drum is usually more economical. Vertical separators are used when there is small liquid load, limited plot space, or where ease of level control is desired. Knockout drums are equipped with instrumentation to monitor liquid level with pump out or drain facilities. High and low level alarms are frequently installed in knockout drums.

Los gases de hidrocarburo regularmente son quemados en un proceso de oxidación de alta temperatura que quema componentes combustibles de desecho. Las leyes y restricciones ambientales dictaminan el monitoreo preciso de gases quemados en plataformas de aceite y gas. Se requiere un medidor de flujo para monitorear los gases de residuo. Reto Debe tenerse consideración a cambios abruptos de flujo, bajas presiones y un amplio rango de velocidades. Los medidores de flujo de dispersión térmica son instrumentos ideales para mediciones de flujo a quemadores debido a su sensibilidad de bajo flujo y alto rango.

Desde ingredientes farmacéuticos activos (APIs) hasta inhibidores de corrosión de fase de vapor (VCIs), cualquiera de miles de aditivos y agentes pueden ser inyectados al flujo de proceso en una industria dada para alterar o conferir nuevas propiedades al producto o mejorar las dinámicas de proceso. Los sistemas de inyección y sistemas de patines químicos ofrecen un amplio rango de opciones de control de dosis. Reto Un sistema de inyección química típicamente consiste de uno o mas tanques o contenedores de suministro químico, un tanque de medición, un contenedor con mezclador (si se requiere), una bomba variable y controladores de proceso. Los tanques químicos y paquetes de patines químicos requieren monitoreo de nivel para asegurar que los tanques no se desborden o se queden sin alimentación química.

Los agentes químicos empleados en procesos de campo incluyen aditivos para fluidos de perforación, inyección de metanol para estimulo de reserva, inyección de glicol para inhibición de hidratos, químicos para tratamiento de agua producida, inhibidores de corrosión y espuma, de-emulsificantes, químicos para eliminación de sal y agentes de reducción de arrastre (DRAs). Los químicos se administran frecuentemente por vía de patines de inyección de químicos. Reto El monitoreo de nivel controla el inventario químico y determina cuando los tanques requieren llenado. Aunque la medición precisa viene regularmente de bombas de medición química, es importante que los tanques no se vacíen o se desborden.

La separación de los hidrocarburos y fluidos del gas natural puro produce gas natural seco de calidad para transportar por ductos. Las dos técnicas principales para eliminar los líquidos de gas natural (LGN) son la absorción y la expansiónr criogénica. El método de absorción es muy similar al de la deshidratación, excepto que se usa un aceite absorbente en lugar de glicol. Una vez que los LGN se han eliminado de la corriente de gas natural, deben separarse o fraccionarse. Reto El control de nivel en el método de absorción se encuentra típicamente en los tambores de destello, las torres de separación y los sistemas de reflujo. El control de nivel en el método criogénico se aplica en los separadores y al deshidratadores.

Los separadores de gas natural eliminan partículas sólidas y líquidos de un suministro continuo de flujo de gas. Se pueden eliminar polvo, tierra, arena y partículas de corrosión de las tuberías, así como también agua, líquidos de gas natural e hidrocarburos ligeros. En un sistema típico, un separador de entrada permite que las partículas y líquidos se asienten y el gas suba. El gas se acumula en la parte superior del separador donde se elimina mediante un compresor de gas. Las partículas y líquidos recogidos se vierten en un tanque de agua. Reto El control de nivel de líquido modula con precisión la cantidad de agua extraída para garantizar que el nivel no suba demasiado y entre en la entrada del compresor.

Separators are large drums designed to separate wellstreams into their individual components. They are commonly designed to separate two-phase (gas/liquid) or three-phase (gas/crude/water) wellstreams. Separators are also classified according to horizontal or vertical configuration (see below), operating pressure, turbulent or laminar flow, and test or production separation. Challenge Interface level measurement will actuate a valve to adjust vessel level. An emulsion layer along the oil/water interface can contaminate the oil with water or the water with oil. Foaming along the gas/liquid interface, if entrained, can cause liquid carryover or gas blow-by.

A sulfur recovery unit converts the hydrogen sulfide in the acid gas into elemental sulfur. Of the processes available for these conversions, the Claus process is by far the most well-known for recovering elemental sulfur, whereas the conventional Contact Process and the WSAProcess are the most used technologies for recovering sulfuric acid. The residual gas from the Claus process is commonly called tail gas. Tail gas is subsequently processed in a gas treating unit. Challenges The sulfur condenser vessel is equipped with a disengagement section on the outlet end in order to allow for efficient separation of the liquid sulfur from the process gas. A collection vessel equipped with continuous level control is used to store and remove the sulfur product from the process.

Las especificaciones de tuberías requieren la eliminación de los gases ácidos dañinos, dióxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S). El H2S es altamente tóxico y corrosivo para los aceros al carbono. El CO2 también es corrosivo y reduce el valor de BTU de un gas. Los procesos de endulzamiento de gases eliminan estos gases ácidos y hacen que el gas natural sea comercializable y adecuado para el transporte. Reto El tratamiento con aminas elimina los gases ácidos a través de la absorción y la reacción química. Cada una de las cuatro aminas comunes (MEA, DEA, DGA y MDEA) ofrecen claras ventajas en aplicaciones específicas. Las aplicaciones de control de nivel incluyen reactores, separadores, absorbedores, depuradores y tanques de destello.

Si se les permite escapar a la atmósfera, los vapores de hidrocarburos disminuyen los ingresos a través de la pérdida de volumen de hidrocarburos y crean riesgos de incendio y contaminación. Una Unidad de recuperación de vapores (VRU) recoge los vapores de las instalaciones de almacenamiento y carga, los vuelve a licuar y los devuelve en forma de hidrocarburos líquidos a los tanques de almacenamiento. Los métodos para recuperar los vapores incluyen absorción, condensación, adsorción y enfriamiento simple. Reto Una VRU es una unidad de proceso simple y económica que brinda conformidad con las normas y leyes ambientales y mejora las economías operativas mediante la captura de hasta el 95% de las emisiones fugitivas. Crítico para la VRU es el tambor de destello donde los vapores se relicuan. El control de nivel de líquido del tambor de destello o flash es esencial.