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• NicolasArgañaraz

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Mercurio. Emisiones. 46% de las emisiones de mercurio a nivel mundial, son debido al uso de combustibles fósiles para la generación de energía y calefacción. Toxicidad. Las exposiciones al mercurio metálico ocurren con mayor frecuencia cuando se derrama el mercurio metálico, o cuando los productos que contienen mercurio metálico se rompen, de modo que el mercurio está expuesto al aire. Si le preocupa su exposición al mercurio metálico, debe consultar a su médico. El mercurio metálico causa principalmente efectos en la salud cuando se inhala como un vapor donde puede ser absorbido a través de los pulmones. Los síntomas de exposiciones prolongadas y / o agudas incluyen:        

Temblores. cambios emocionales (como cambios de humor, irritabilidad, nerviosismo, timidez excesiva). Insomnio. cambios neuromusculares (como debilidad, atrofia muscular, espasmos). dolores de cabeza. alteraciones en las sensaciones. cambios en las respuestas nerviosas. bajo rendimiento en pruebas de función mental.

Las exposiciones más altas también pueden causar efectos renales, insuficiencia respiratoria y muerte. Limites. En personas expuestas al Hg (En este caso, trabajadores en plantas de tratamiento de gas natural), el Hg sanguíneo al final del último turno de trabajo de la semana (normalmente el viernes por la tarde) puede llegar a 15 mcg/L (microgramo) (y seguir siendo éste un nivel 'admisible'). La máxima concentración de Hg, en orina de 24 horas, admitida para los trabajadores expuestos a este metal tóxico es de 35 mcg/g de creatinina. La concentración máxima permisible de Hg ambiental en los lugares de trabajo es de 25 mcg/m3 (0,025 mg/m3). En pelo el límite máximo admisible es de hasta 1 ppm (1 parte por millón) o de 1,1 mcg/gr (microgramo/gramo). Con lo que respecta a limites de especificación, no hay una norma general, sin embargo, debe ser removido ya que este genera puede generar daños en las instalaciones. En la literatura se describe una gran cantidad de trabajo de laboratorio sobre corrosión por mercurio. Se han determinado cuatro métodos principales de ataque de mercurio en aluminio y otros metales estructurales. La amalgamación ocurre cuando el mercurio elemental forma una solución de metal líquido con el metal base. La corrosión de amalgamiento utiliza mercurio como catalizador en presencia de agua para formar un óxido cristalino hidratado del metal

base. La fragilidad del metal líquido (LME) implica la difusión líquida de mercurio a lo largo de los límites de grano en el metal base y puede conducir a una rápida propagación de grietas. La corrosión galvánica mercúrica acelera las reacciones ácido / base para un metal base en un servicio corrosivo. La corrosión por amalgama y la LME han sido los principales medios de ataque de mercurio en los equipos de aluminio que han fallado. Ambos métodos de ataque pueden evitarse manteniendo la temperatura demasiado baja para que las reacciones continúen (menor a 40F), o mediante un recubrimiento de óxido en la superficie del metal base. Sin embargo, el mercurio congelado tiende a acumularse en grietas y grietas donde el metal no ha formado una capa de óxido o el óxido se ha agrietado debido a los cambios de temperatura del sistema durante una parada. Hay áreas de especial susceptibilidad detrás de los anillos de respaldo y a lo largo de las soldaduras donde el calor de la soldadura ha dañado el óxido y / o ha formado una solución de aluminio / magnesio (la aleación de aluminio 5083 es 4.5% de magnesio en peso) que es especialmente vulnerable al ataque de mercurio. Tras largos períodos de apagado, o durante las operaciones de deriming (agregar calor para remover solidos), el mercurio se derretirá y atacará al metal base. remoción. Los adsorbentes sólidos pueden eliminar el mercurio del gas para producir residuos en el rango de 0.01-0.001 mcg / Sm3. Los carbonos HGR® impregnados con azufre de Calgon (malla 4 x 10) y HGR®-P (4 mm de diámetro) se utilizan para eliminar el mercurio e indican diseños que eliminan el mercurio a niveles muy bajos. Se logra la eliminación de mercurio inorgánico y orgánico. Al secar primero el gas, aumenta el grado de eliminación de mercurio. El azufre impregnado reacciona con el mercurio para producir un sulfuro de mercurio que se fija en la microestructura de carbono. Merespec. Johnson Matthey Catalysts suministra absorbentes de lecho fijo MereSpec para la eliminación de trazas, elementales y orgánicas, de mercurio de líquidos y gases de hidrocarburos. Se ha demostrado que los absorbentes son capaces de proporcionar la concentración de mercurio de salida normalmente especificada para la producción de GNL y están en servicio en varios lugares europeos, incluida una plataforma de producción de petróleo / gas en alta mar. Merespec es una marca registrada de Synetix. Desorex. El carbón activado proporciona solo una capacidad de almacenamiento limitada para la adsorción estrictamente física del mercurio. Desorex HGD2S y HGD4S de Donau Carbon se pueden emplear para unir mercurio a través del proceso de adsorción química que implica oxidación y adsorción en forma de compuesto estable o fijación en forma metálica como una amalgama. Muchas instalaciones de referencia de estos productos Desorex para la purificación de gases naturales a niveles tan bajos como 10 ng / m3 de mercurio se han realizado durante un largo período de tiempo. HgSIV.

UOP suministra adsorbentes de HgSIV que son tamices moleculares recubiertos con plata elemental. El mercurio en el gas queda atrapado por la amalgamación con la plata. El adsorbente también cumple la doble función de deshidratar el gas. HgSIV se regenera térmicamente, al igual que los tamices moleculares para la deshidratación. Este material se puede agregar como una capa a los secadores de tamices moleculares existentes58. Sin embargo, uno debe tener cuidado de manejar adecuadamente el gas de regeneración en este caso, ya que contendrá mercurio. CMG 275 y 273. Otro material de captura de mercurio etiquetado como CMG 275 fue desarrollado por IFP y Procatalyse (hoy Axens) que es azufrado sobre alúmina mesoporosa. La ventaja del producto a base de alúmina mesoporosa es su resistencia a la condensación capilar59. El mayor tamaño de poro de este material, en comparación con los materiales de captura basados en carbono, permite su utilización en condiciones cercanas al punto de rocío. En otro material de Axens etiquetado como CMG 273, el componente de atrapamiento está anclado en el soporte de alúmina, haciéndolo completamente insoluble en hidrocarburos líquidos y agua. El material ha sido sometido en los sitios de la planta de gas tanto a la DEA como al arrastre de hidrocarburos líquidos sin lixiviación de fase activa. Este mismo material se ha utilizado para eliminar el mercurio elemental del GLP y los condensados de rango completo. Eliminación de mercurio orgánico. La eliminación de todas las formas de compuestos de mercurio orgánico de gases y líquidos naturales requiere, en primer lugar, la conversión de los compuestos en mercurio metálico elemental, seguido de la captura de materiales para eliminar el mercurio metálico formado. Esto requiere en la primera etapa algo de hidrógeno para la hidrogenolisis organo-mercurio con un catalizador adecuado. El catalizador de la primera etapa, como MEP 841, también atrapa las impurezas de arsénico y plomo en la alimentación. El proceso de eliminación de impurezas en dos etapas se llama RAM y está disponible en Axens. inyección de gas acido. En algunos casos, es posible comprimir el gas ácido generado a partir de un proceso químico o un solvente físico e inyectar en un depósito agotado, no productor o incluso productor. Una consideración clave es el comportamiento de fase de la mezcla de gas ácido. Dependiendo de la temperatura, presión y composición, el gas ácido puede inyectarse como líquido o gas; o como una fase densa. La deshidratación generalmente es necesaria para evitar que Corle comprima el gas a un nivel determinado, lo enfríe y deje caer el agua líquida. La compresión adicional aumenta la capacidad del gas ácido para retener el agua, de modo que no se produzca una caída de agua en la tubería o pozo aguas abajo. El comportamiento de fase de las mezclas de gases ácidos es complejo, y se debe considerar cuidadosamente el diseño del proyecto. Se han realizado varios proyectos exitosos de inyección de gas ácido, con contenidos de azufre de 1 a más de 70 toneladas por día. En la recuperación con carbono activado, se usa el azufre superficial que reacciona con el mercurio y forma sulfuro de mercurio (II). disposición.

Los desechos contaminados con mercurio de los sitios de procesamiento de gas natural pueden incluir catalizadores usados (como carbón activado gastado, alúmina y tamices moleculares) equipos y tierra contaminados por derrames y fugas de equipos. El desecho contaminado con mercurio se clasifica como desecho característico D009 y la remediación está cubierta por 40 CFR 300 (Superfund). El contenido de carbono mercurio gastado en forma de sulfuro de mercurio varía entre el 4% en peso y el 30% en peso. Algunos de los proveedores de carbón activado recuperarán el carbón gastado y a) lo reactivarán y recuperarán el mercurio o b) lo eliminarán de una manera ambientalmente segura. También se encargarían de vaciar y recargar el adsorbente. Otros operadores de plantas almacenan el material gastado en el sitio, por ejemplo, en búnkeres de concreto donde pueden monitorear las fugas de mercurio. Actualmente, la única tecnología mejor demostrada disponible (BDAT) aprobada por la EPA de EE. UU. Para el tratamiento de desechos contaminados con mercurio es el tostado térmico y la retorta al vacío. Este tratamiento consume mucha energía, es costoso y consume mucho tiempo. Además, el tratamiento generalmente requiere el transporte del material o equipo contaminado a un sitio de procesamiento central, ya que las unidades móviles de tratamiento no están diseñadas para procesar grandes cantidades de desechos. Con la excepción del proceso de resina de intercambio iónico Stamicarbon, UOP HgSIV y JGCs MR-3, los otros catalizadores comerciales de eliminación de mercurio no son regenerables. Después de un período de funcionamiento típico de tres a diez años, toda la masa de adsorbente, a menudo más de 5000 kg, con hasta 20-30% de mercurio en masa, debe desecharse adecuadamente. Con UOPs HgSIV, la mayor parte del mercurio termina en el gas de regeneración. La concentración de mercurio en el gas de regeneración varía, dependiendo del tiempo de regeneración y la temperatura. Puede alcanzar un pico por encima de 4.000 mcg / Nm3 durante un período corto. Normalmente, el gas de regeneración se enfría cerca del ambiente y se mezcla con otros gases. Se puede agregar un pequeño lecho de carbón activado para eliminar la mayor parte del mercurio del gas de regeneración. Dependiendo de la temperatura de enfriamiento final, parte del mercurio podría condensarse con el agua. UOP informa que esto es menos del 0.5% de la entrada de mercurio, y que la solubilidad del mercurio en agua es de aproximadamente 25 ppbw. Cualquier cantidad adicional por encima de esto formaría su propia capa que se puede eliminar y vender fácilmente. El último mercurio fugitivo también se puede eliminar del agua condensada. La eliminación implica el envío al sitio de procesamiento, tratamiento térmico y relleno sanitario del residuo. Dado que el GNL y muchas plantas de producción de GLP se encuentran en el extranjero y las instalaciones de tratamiento de mercurio se encuentran en los Estados Unidos o Europa, el transporte es costoso y enfrenta una gran cantidad de requisitos legales. El tratamiento térmico en sí es costoso porque debe hacerse en una atmósfera inerte o bajo vacío, pero una parte del costo generalmente puede recuperarse mediante la purificación y reventa de mercurio líquido. La eliminación del residuo debe realizarse en un relleno sanitario forrado. Los procesos de tratamiento térmico existentes pueden tratar hasta 150 toneladas de desechos por día con más del 99.9% de recuperación de mercurio elemental a un costo estimado de $ 125 a $ 225 por tonelada de material, como catalizador de eliminación de mercurio o suelo contaminado.

Velocidad y tuberías (diámetros). Al elegir un diámetro de tubería, se deben tener en cuenta las velocidades máximas y mínimas. El tamaño de la tubería debe ser tal que la velocidad máxima del fluido no cause erosión, ruido excesivo ni golpes de ariete. Pero, además la tubería debe tener un tamaño tal que la velocidad mínima del fluido evite el aumento de presión y mantenga la tubería libre de sólidos y líquidos estancados. A continuación, se analizarán el flujo de: gas, líquido y bifásico. Flujo líquido. La velocidad del líquido puede ser expresada como: V = 0,012 * Q * (1/D)  

Q = flujo de líquido [B/Dia]. D = diámetro interno de la tubería [pulgada].

En los sistemas de tuberías donde los sólidos pueden estar presentes o donde el agua podría asentarse y crear zonas de corrosión en lugares bajos, normalmente se utiliza una velocidad mínima de 3 pies / seg. Mientras que se toma una velocidad máxima de 15 pies / seg para minimizar la posibilidad de erosión por sólidos y golpes de ariete causados por el cierre rápido de una válvula. Flujo gaseoso. La caída de presión en las tuberías de gas es usualmente baja en las instalaciones de producción de gas porque las longitudes del segmento de tubería son cortas. La caída de presión tiene un impacto más significativo en segmentos más largos, como tuberías de recolección de gas, tuberías de transmisión o tuberías de alivio o ventilación. La velocidad en las tuberías de gas debe ser inferior a 60 a 80 pies / segundo para minimizar el ruido y permitir la inhibición de la corrosión. Se debe usar una velocidad menor de 50 pies / seg en presencia de corrosivos conocidos como el CO2. La velocidad mínima del gas debe estar entre 10 y 15 pies / segundo, lo que minimiza la caída de líquido. La velocidad del gas se puede calcular de la siguiente manera: V = 60 * Q * T * Z * (D^(-2))*(P^(-1))      

V = velocidad del gas [pies/segundo]. Q = flujo de gas [MMSPC/Dia]. T = temperatura a la que fluye el gas [grados Rankine]. P = presión de flujo [Psia]. Z = factor de compresibilidad [adimensional]. D = diámetro interno de la tubería [pulgada].

Flujo multifásico. La velocidad mínima del fluido en los sistemas multifásicos debe ser relativamente alta para mantener los líquidos en movimiento y evitar o minimizar las descargas. La velocidad mínima recomendada es de 10 a 15 pies / seg. Mientras que la velocidad máxima recomendada es de

60 pies / segundo para inhibir el ruido y 50 pies / segundo para la inhibición de la corrosión por CO2. En el flujo de dos fases, es posible que las gotas de líquido en la corriente de flujo impacten en la pared de la tubería y causen la erosión de los productos de corrosión. Esto se llama erosión / corrosión. La erosión de la pared de la tubería podría ocurrir si partículas sólidas, particularmente arena, se arrastran en la corriente de flujo. Las siguientes pautas de API RP14E deben usarse para proteger contra la erosión / corrosión (cabe destacar que la velocidad de erosión dada por API es un valor considerablemente conservador y además no considera la presencia de solidos). La fórmula brindada en la norma API RP14E es la siguiente: Ve = c * (RHOm^(-1/2))   

Ve = velocidad de erosión [pies/segundo]. C = constante empírica. RHOm = densidad de la mezcla gas/liquido.

En principio calcular la densidad de la mezcla es un problema, pero la norma nos entrega una fórmula para el cálculo de esta. La ecuación es la siguiente: RHOm = (12409 * Sl * P + 2,7 * R * Sg * P) / (198,7 * P + R * T * Z)      

Sl = gravedad especifica del líquido [agua = 1]. Sg = gravedad especifica del gas [aire = 1]. P = presión de la mezcla [Psia]. R = relación gas/liquido en condiciones standard [1 barril = 5,61 pies cúbicos]. T = temperatura de la mezcla [grados Rankine]. Z = factor de compresibilidad del gas [adimensional].

La experiencia en la industria indica que, para los fluidos sin sólidos, los valores de c = 100 para servicio continuo y c = 125 para servicio intermitente son conservadores. Para fluidos libres de sólidos donde no se prevé corrosión o cuando la corrosión se controla mediante inhibición o empleando aleaciones resistentes a la corrosión, se pueden usar valores de c = 150 a 200 para un servicio continuo; Se han utilizado con éxito valores de hasta 250 para el servicio intermitente. Si se anticipa la producción de sólidos, las velocidades de los fluidos deberían reducirse significativamente. Se pueden usar diferentes valores de c cuando los estudios de aplicación específicos han demostrado que son apropiados. Cuando hay sólidos y / o contaminantes corrosivos o cuando se usan valores de c superiores a 100 para un servicio continuo, se deben considerar análisis periódicos para evaluar el espesor de la pared de la tubería. El diseño de cualquier sistema de tuberías donde se prevean sólidos debería considerar la instalación de sondas de arena y un mínimo de 3 pies de tubería recta aguas abajo de las salidas del estrangulador. diámetros habituales de tuberías. La industria del petróleo y el gas tiene dos sectores principales: el Upstream (producción de petróleo y gas) y Downstream (refinación, petroquímica, comercialización y distribución). Las

tuberías juegan un papel clave y conectan los dos sectores. El sistema de tuberías transporta productos desde la boca del pozo, tanto petróleo como gas (junto con aguas y otras impurezas), a complejos industriales y clientes de uso final. Hay varios tipos de tuberías: (a) flow lines y línea de recolección (b) tuberías de alimentación y transmisión; (c) tuberías de distribución y (d) tuberías de productos. Cada una de estas líneas tiene una función diferente. Flow lines y tuberías de recolección: las tuberías se denominan "flow lines" y “Líneas de recolección”, donde las primeras mueven la producción de boca de pozo a las líneas de recolección y estas entregan la producción (petróleo o gas) desde el pozo a las plantas de procesamiento o tanques de almacenamiento. Las flow lines generalmente varían en tamaño de 2 a 4 pulgadas de diámetro, en el caso de gas estas operan a una presión de aproximadamente 250 Psi. Mientras que las tuberías de recolección varían de 4 a 12 pulgadas de diámetro en el caso del gas (operando a una presión de 715 Psi) y en el caso del petróleo se tiene un diámetro de 2 a 8 pulgadas. Ambas tuberías transportan: gas natural, petróleo crudo, agua producida y una variedad de mezclas de productos de hidrocarburos. Tuberías de alimentación y transmisión: Las tuberías de alimentación se utilizan para mover la producción desde las instalaciones de procesamiento y los tanques de almacenamiento a las tuberías de transmisión de larga distancia. El producto puede ser petróleo crudo, gas natural o líquidos de gas natural. Por lo general, las tuberías de alimentación varían en tamaño de 6 a 20 pulgadas en diámetro, en el caso de gas operan a presiones intermedias de 16 a 40 Bar. Las tuberías de transmisión generalmente varían en tamaño de 20 a 48 pulgadas en diámetro y operan a altas presiones, que van desde 200 hasta 1,200 Psi. Cada línea de transmisión utiliza estaciones de compresión (para líneas de gas) y estaciones de bombeo (para petróleo crudo y productos líquidos). Las tuberías de transmisión transportan petróleo, gas natural y líquidos de gas natural desde las regiones productoras al centro de distribución. Tuberías de distribución: Las tuberías de distribución son un sistema compuesto por líneas de 'red' y 'servicio', utilizadas por las empresas de distribución. Juntos entregan gas natural a los vecindarios de hogares y negocios. Las tuberías de distribución clasificadas como "red" son el paso entre las líneas de transmisión de alta presión y las líneas de servicio de baja presión. Los materiales utilizados para estas tuberías incluyen: acero, hierro fundido, plástico y cobre. Las presiones pueden variar considerablemente y llegar a aproximadamente 200 psi. Estos diámetros son tanto pequeños como medianos (de 2 "a 24" de diámetro). Las tuberías de ‘servicio’ se conectan a un medidor y entregan gas natural a clientes individuales. Los materiales utilizados para las tuberías de servicio incluyen plástico, acero o cobre. La presión del gas en estas tuberías es baja, alrededor de 6 psi. Las tuberías de "servicio" son tuberías estrechas (generalmente de menos de 2" de diámetro). Tuberías de productos: Estas transportan productos refinados desde las refinerías hasta la distribución. Entre los productos transportados se encuentra: gasolina, Diesel, combustible para calefacción, o combustible para aviones, etc. Estas tuberías varían de 6 a 12 pulgadas de diámetro y normalmente operan a presión más baja que las tuberías de gas natural. succión de bombas y compresores: Estos son utilizados para dar impulsión a los fluidos. En el caso de líquidos, se utilizan bombas. Mientras que, para gases se usan compresores. Ambos dispositivos operan con un diámetro nominal entre 15 y 40 pulgadas en la succión.