El arrastre de líquidos [1] se refiere al transporte no intencionado de líquidos como agua , condensados de hidrocarburos , aceite de compresor o glicol en un gas natural , hidrógeno , dióxido de carbono u otro gas industrial o en una tubería o proceso. [2] Idealmente, solo el gas ingresa al procesamiento de gas. [3]
Comprender la composición de las tuberías en puntos críticos es crucial para garantizar una eficiencia y seguridad óptimas.
El procesamiento de gas natural tiene como objetivo entregar gas adecuado para sistemas de transmisión sin causar problemas operativos en tuberías, compresores o equipos aguas abajo. Idealmente, todos los gases industriales secos permanecen "secos" durante el procesamiento. Sin embargo, debido a las complejidades de la dinámica de fluidos, es posible que las fases de gas y líquido no se separen por completo, lo que genera flujos de gas húmedo o de dos fases . Estos pueden ocurrir como flujo de niebla (pequeñas gotas de líquido) o flujo estratificado (una corriente de líquido a lo largo de la pared de la tubería). Estas condiciones pueden afectar significativamente la seguridad operativa, la eficiencia y la vida útil de las instalaciones de procesamiento de gas.
El arrastre de líquidos es un problema importante, responsable de aproximadamente el 60% de las fallas en las plantas de procesamiento de gas natural . [4] Una separación de fases eficaz al comienzo del tren de procesamiento evita que los hidrocarburos y otros líquidos ingresen a la planta de tratamiento de gas. Una separación inadecuada permite que el arrastre de líquidos contamine la etapa de desulfuración , lo que provoca la formación de espuma y suciedad, lo que lleva a paradas no planificadas y a una reducción del flujo de gas. [5]
A medida que el gas avanza a través de la desulfuración y la deshumidificación, entra en contacto con importantes líquidos de procesamiento. Los líquidos a base de amina que se utilizan en la desulfuración para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S ) y el dióxido de carbono (CO2 ) pueden arrastrarse si no se separan adecuadamente, contaminando la etapa de deshumidificación. La deshumidificación utiliza un desecante líquido , como el monoetilenglicol (MEG) o el trietilenglicol (TEG), para reducir el contenido de humedad del gas y cumplir con las especificaciones de venta del gas. El arrastre de glicol en este proceso puede causar problemas al bloquear los intercambiadores de calor o alterar el control de la temperatura. Cabe destacar que, si bien el glicol es un componente común que se encuentra durante el análisis de raspado de tuberías , actualmente no existe un método para determinar directamente el arrastre de glicol además de las cámaras de proceso. [6]
El método principal para extraer líquidos de gas natural (NGL) implica reducir la temperatura del gas por debajo de su punto de rocío de hidrocarburos, separando los líquidos. Sin embargo, lograr una reducción de temperatura mediante la reducción de presión Joule-Thompson crea las condiciones ideales para la formación de un flujo de niebla submicrónica. Este tipo de flujo de gas húmedo es particularmente difícil de filtrar y requiere sistemas de filtración especializados. A medida que el gas se calienta, los líquidos se vaporizan, saturando la fase de vapor con respecto a los hidrocarburos. Esto puede provocar la pérdida de líquido en forma de niebla o flujos estratificados debido a las caídas de presión y temperatura durante la transmisión del gas.
Con el tiempo, la acumulación de sólidos y líquidos en puntos bajos del sistema de transmisión puede provocar corrosión, causando potencialmente rupturas y fallas en las estaciones compresoras.
Las normas del Instituto Americano del Petróleo (API) 14.1 y la Organización Internacional de Normalización (ISO) EN10715 proporcionan orientación para el muestreo de gases tanto para analizadores de laboratorio como en línea de corrientes de gas. También ofrecen pautas para gestionar gases a alta presión para evitar la pérdida de líquido en el sistema de muestreo durante la reducción de presión de la presión de línea a la presión atmosférica. Estas normas tienen como objetivo garantizar que una muestra de gas representativa llegue al analizador y evitar que los líquidos lo dañen. Sin embargo, el gas húmedo o los flujos bifásicos quedan fuera del alcance de estas normas, lo que significa que los analizadores de gas pueden tener errores significativos y, a menudo, pasar por alto los eventos de arrastre de líquido. [7]
Las ineficiencias operativas del arrastre de líquido tienen consecuencias inmediatas y a largo plazo. Puede producirse espuma [8] , que requiere un flujo de gas reducido y productos químicos antiespumantes. Como precaución, las instalaciones de procesamiento de gas pueden limitar intencionalmente las capacidades operativas, sacrificando el rendimiento óptimo del gas. Para los procesadores de gas, los errores en la determinación del punto de rocío de hidrocarburos y de BTU pueden provocar pérdida de ingresos, costos de limpieza y costos de rectificación o reconstrucción.
La presencia de gas húmedo y retención de líquido en los ductos aumenta significativamente los riesgos de rotura de los mismos [9] y acorta la vida útil de los activos de los ductos. Para mitigar estos riesgos, los operadores deben aumentar la frecuencia de limpieza de los ductos.
A medida que el gas llega a la central eléctrica, la probabilidad de contaminación aumenta debido a diversos factores, entre ellos:
Aunque algunas centrales eléctricas precalientan el gas combustible, la contaminación con aceite de compresor o glicol (si no se vaporiza correctamente) puede causar varios problemas de mantenimiento. Entre ellos se incluyen:
El arrastre de líquido en las líneas de alimentación de gas natural entrante también puede interrumpir las operaciones en las plantas de GNL . Los tamices moleculares, utilizados para secar el gas a niveles de humedad extremadamente bajos, se contaminan y pierden eficacia cuando se exponen a hidrocarburos líquidos. En algunos casos, los hidrocarburos pesados, que se cree que son aceite de compresor, han llegado a la "caja fría" de la planta de GNL, lo que ha provocado diferencias de presión y ha acortado el período operativo del tren de GNL.
Durante los períodos de flujo de fase mixta (que contiene tanto gas como líquido), la eliminación de líquidos de la muestra de gas que se está analizando puede provocar errores significativos en la determinación del valor calorífico (BTU) del gas, lo que dificulta la obtención de una imagen precisa de la corriente de fluido en general.
Los analizadores de gas solo pueden informar sobre la parte del fluido que se les presenta. Esto significa que las mediciones realizadas en los puntos de transferencia de custodia, donde la propiedad del gas cambia de manos, no son confiables cuando hay flujo bifásico. Los sistemas de cámaras de proceso ofrecen el nivel más alto de sensibilidad tanto al flujo de niebla como al flujo estratificado, lo que brinda a los operadores una mayor certeza sobre la calidad del gas [10] y mejora la precisión de las mediciones de BTU o del índice de Wobbe .
Cuando no se monitorea específicamente el arrastre de líquido, los operadores no se percatan de los eventos líquidos continuos y ocasionales que afectan significativamente los cálculos de BTU. Esto conduce a mediciones inexactas de la calidad del gas.
Los sistemas de cámaras de proceso han observado [11] que cuando los eventos líquidos ocurren como flujo estratificado, los desechos de la pared de la tubería (como sulfuro de hierro y sarro) pueden acumularse en el fondo de la tubería. La corriente de gas de alta velocidad sobre la capa de líquido elimina los líquidos más livianos, dejando atrás un lodo que finalmente se seca y se convierte en un material estacionario. Este material puede reducir el diámetro de la tubería.
Si esta situación se produce en un punto de transferencia de custodia, los computadores de flujo podrían utilizar un diámetro de tubería incorrecto en sus cálculos. Incluso con un medidor de flujo calibrado correctamente, pequeñas cantidades de residuos (2-3 mm) pueden causar una desviación significativa (0,2 %) en la medición. Para garantizar mediciones fiscales precisas, estos posibles errores deben controlarse continuamente y tenerse en cuenta en el presupuesto de incertidumbre de todos los medidores de flujo.
La Ley Sarbanes-Oxley exige que los presupuestos de incertidumbre de flujo para las mediciones de flujo fiscal tengan en cuenta los errores potenciales. [12] Los líquidos inesperados en los sistemas de gas seco pueden aumentar sustancialmente el presupuesto de incertidumbre asociado con las mediciones de flujo y BTU.