Uma empresa de produção de gás do Oriente Médio opera uma planta grande de processamento de gás que produz gás natural e Gás Natural Líquido (GNL). A planta processa gás associado e não associado das plantas de produção de petróleo onshore. Após o estágio de compressão, o gás ácido de alimentação continua pela Unidade de remoção de gás ácido (AGRU) ou pela unidade de amina para remover os gases ácidos antes das unidades de desidratação e da seção fria.
As unidades de amina exigem uma proteção eficiente para evitar a entrada de contaminantes líquidos e sólidos dentro do absorvedor, juntamente com gás sulfuroso. Os hidrocarbonetos líquidos e as partículas sólidas são promotores de formação de espuma. Eles reduzem a tensão da superfície da amina e estabilizam as camadas de espuma. As toxinas precisam ser reduzidas até níveis baixos, antes de entrarem no contator. Caso contrário, se tornarão destrutivas, mesmo em tamanhos pequenos. Deixados sem tratamento, esses contaminantes causarão problemas operacionais graves, como espuma no absorvedor, perda de amina devido ao transporte, uso excessivo de antiespumantes e distúrbios de processamento na planta de água sulfurosa.
Alguns anos antes, a empresa convidou a Pall Corporation para realizar uma pesquisa no local em uma planta com configuração semelhante. Eles precisavam de uma avaliação do conteúdo de líquido no fluxo de gás em diferentes locais ao longo do processo. A equipe Científica e de Serviços de Laboratório (SLS) da Pall, um grupo global de cientistas e engenheiros altamente qualificados, realizou medições de campo. Os testes da equipe SLS destacaram transporte significativo de líquido a jusante dos separadores de filtro, com conteúdo de líquido acima de 1000 ppmw. O teste confirmou a principal causa da formação de espuma na coluna absorvedora.
Sem a proteção correta, a espuma iria reduzir as taxas de produção e aumentar os tempos de manutenção. A refinaria não podia permitir quaisquer atrasos ou tempo de inatividade. Precisavam de um modo para reduzir a espuma antes que ficasse fora de controle.
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Desafio
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Solução
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Resultados
Desde o início das atividades da planta, foram relatados problemas graves de formação de espuma de amina que afetavam o fluxo de gás, causando transporte de amina e exigindo uma injeção contínua de inibidores de espuma. Além disso, foi relatada incrustação dos tubos do reboiler no regenerador.
Líquidos começaram a entrar no absorvedor. Isso causou um fraco desempenho de separação dos separadores de filtro horizontais a montante. Mais alarmante, isso estava criando um problema de formação de espuma. Embora o volume de drenagem de líquidos dos separadores de filtro fosse muito pequeno, o problema se tornou grande. A planta fez diversas tentativas de solucionar o problema. E, apesar dos três filtros separadores operando em paralelo, a situação não melhorava.
A empresa de produção de gás entrou em contato com a Pall para ajudar a reduzir seus problemas com espuma. Os coalescedores da Pall já estavam instalados em substituição a separadores de filtro horizontais similares em outras unidades dentro do mesmo complexo. A parceria foi muito fácil.
Os técnicos da Pall chegaram ao local para avaliar a situação. Após diversas reuniões técnicas com a maior empreiteira local, o grupo determinou que dois novos coalescedores líquido/gás SepraSol Plus seriam a escolha correta para o trabalho. Com o plano em vigor, a Pall instalou os coalescedores downstream dos separadores de filtro existentes.
A Pall designou cada reservatório coalescente para uma taxa de vazão de gás de 385 MMSCFD (455,000 Sm3/h). Cada conteúdo de líquido é ajustado para 1.965 ppmw. Os reservatórios coalescentes têm diâmetro interno de 3.500 mm (138 pol.) e altura de 7.000 mm (23 pés) . Os reservatórios coalescentes têm distribuidor de gás de entrada e malha horizontal. Já os cartuchos do coalescedor SepraSol Plus possuem uma placa de tubo superior com plugues vazios extras para desgargalamento futuro em caso de necessidade.
Os coalescedores líquido/gás SepraSol da Pall foram instalados na linha de alimentação de gás da refinaria de gás a montante do contator de amina. Com nossos coalescedores instalados, fomos capazes de remover líquidos que entravam no gás de alimentação. Isso eliminou a mistura de hidrocarbonetos com amina e minimizou os problemas com formação de espuma no regenerador de amina. A unidade de amina é uma unidade importante em todas as usinas de processamento de gás, recuperação de gás natural líquido e produção de gás natural liquefeito. Se as especificações de qualidade não forem atendidas a jusante da unidade de amina, pode ocorrer corrosão na tubulação de exportação de gás ou obstrução na seção fria, com consequências muito sérias para a produção.
Os coalescedores líquido/gás SepraSol Plus podem separar gotículas grandes e aerossóis de tamanho submicrométrico, e são uma solução comprovada para diversas aplicações de separação de líquido/gás encontradas no setor de petróleo e gás. Ao implementar os coalescedores da Pall, a empresa foi capaz de maximizar lucros ao minimizar atrasos inoportunos. Para saber mais sobre as soluções personalizadas para petróleo e gás da Pall, entre em contato conosco hoje mesmo.