gpsa deshidratacion

GASA DESHIDRATACIÓN TRADUCIDO POR: ing. ARNOLDO MONTERO

DESHIDRATACIÓN: El gas natural y el condensado asociado se producen a menudo del depósito saturado (en equilibrio) con agua. Además, el gas y el condensado contienen a menudo el CO2 y H2S que pudieron requerir retiro. Esto se logra con frecuencia con las soluciones acuosas tales como aminas, carbonato de potasio, etc. que saturen el gas o el condensado con agua. Los hidrocarburos líquidos pueden también contener el agua rio abajo de los treaters del producto o sobre retiro del almacenaje subterráneo. La deshidratación es el proceso usado para quitar el agua del gas natural y de los líquidos del gas natural (GNL), y se requiere: Previene la formación de hidratos y la condensación de libre rige en instalaciones del proceso y de transporte, resuelva una especificación del contenido en agua, y prevenga la corrosión Las técnicas para deshidratar el gas natural, el condensado del gas asociado y GNL incluyen: · Absorción usando los desecativos líquidos, · Adsorción usando los desecativos sólidos, · Deshidratación con Cacl2 . Deshidratación por la refrigeración, · Deshidratación por la impregnación de la membrana, · Deshidratación por el gas que pela, y · Deshidratación por la destilación

NOMENCLATURA A = área, pie2 B = constante en la ecuación 20-9 C = constante en la ecuación 20-9 Cp = Capacidad del de calor, BTU (libra · °F) CG = Factor de corrección de la gravedad para el contenido en agua Cs = factor de corrección de la salinidad para el contenido en agua Css = Factor de corrección de la saturación para el tamiz CT = factor de corrección de temperatura D = diámetro, pie d = depresión del punto de condensación del agua o del hidrato del gas punto de congelación, °F FOE = ecuación estado Fs = Parámetro del apresto para las torres llenas, Ö ``l `del `b/` (`del `del `t del `f· `del `e del `s c) G = velocidad total, libra/ (pie2 · hora) ADO = calor de la vaporización latente, Btu/lb. Kvs = vapor/K-valor sólido del equilibrio L = longitud de la cama llena, pie Lg = Flujo del el glicol, los EE.UU. galón. /HR LMTZ = longitud de la zona de la transferencia total de la cama llena, pie Ls = longitud de la zona de la saturación de la cama llena, pie m = flujo total, lb/hr MTZ = zona de la transferencia total Mw. = peso molecular MWI = peso molecular del inhibidor N = número de etapas teóricas

DP = Gota de presión, PSI q = flujo del gas real, pie3/minuto Q = Deber del calor, Btu/hr Qhl = deber de la pérdida de calor de la regeneración, BTU/galón. Qr = deber del calor del reflujo, BTU/galón. Qs = calor sensible, BTU/galón. Qsi = deber requerido para calentar el tamiz del topo a la regeneración temperatura, BTU Qst = deber requerido para calentar el recipiente y la tubería a la regeneración temperatura, BTU Qtr = deber total del calor de la regeneración, BTU Qv = vaporización del deber del calor del agua, BTU/galón. Qw = deserción del deber del calor del agua, BTU Ss = cantidad de tamiz molecular requerida en la zona de la saturación, libra T = temperatura, °F Trg = temperatura del gas de la regeneración, °F v = velocidad del vapor, ft/sec V = velocidad superficial del vapor, ft/min W = contenido en agua del gas, lb/MMscf Wr = agua quitada por el ciclo, libra x = fracción de topo en la fase líquida X = fracción total en la fase líquida y = fracción de topo en la fase de gas z = factor de compresibilidad g = gravedad específica m = viscosidad, cp

r = densidad, lb/ft3 Subíndices i = entrada o = enchufe l = líquido v = vapor t = total CO2 = Dióxido de carbono H2S = sulfuro de hidrógeno HC = hidrocarburo s = fase sólida L = inhibidor magro R = inhibidor rico I = inhibidor H2O = agua H = hidrato rg = regeneración f = alimentación p = permeato i = cualquier componente en una mezcla

CONTENIDO EN AGUA DE GASES Y DE LÍQUIDOS Solubilidad de agua en hidrocarburos líquidos La fig. 20-2 se basa en datos experimentales y demuestra la solubilidad del agua en líquidos dulces del hidrocarburo. En hidrocarburo amargo los líquidos, solubilidad de agua pueden ser substancialmente más altos. GPA RR-621 proporciona los datos de la solubilidad de agua para los hidrocarburos seleccionados en ambos sistemas agridulces. Ecuación- El estado (FOE) se puede utilizar para estimar solubilidades de agua adentro sistemas del hidrocarburo. GPA RR-422 proporciona una comparación de experimental contra valores calculados usando un FOE modificado de Soave- Redlich-Kwong (SRK). Resultados de métodos del FOE debe ser utilizado con la precaución y ser verificado con experimental datos cuando es posible. Las solubilidades de hidrocarburos en agua son, generalmente considerablemente menos que el agua en hidrocarburos. Algunos experimentales los datos están disponibles en GPA RR-62. Guiñadas, y. al.3 proporcionan una correlación general de la cual pueda ser utilizado para estimar la solubilidad sobre 200 hidrocarburos en agua. Contenido en agua de gases El contenido en agua saturado de un gas depende de la presión, temperatura, y composición. El efecto de la composición aumenta con la presión y es particularmente importante si el gas contiene el CO2 y/o H2S. Para el magro, los gases naturales dulces que contienen sobre 70% metano y las pequeñas cantidades de hidrocarburos pesados, las correlaciones generalizadas de la presión-temperatura son convenientes para muchos usos. La fig. 20-34 es un ejemplo de una tal correlación que ha sido ampliamente utilizada durante muchos años en el diseño de deshidratadores ―dulces‖ del gas natural. Primero fue publicado en 1958 y basado en los datos experimentales disponibles en aquel momento. La correlación de la gravedad del gas debe nunca estar utilizado para explicar la presencia de H2S y de CO2 y no puede sea siempre adecuado para ciertos efectos del hidrocarburo, especialmente para la predicción del contenido en agua en las presiones sobre 1500 psia. La línea de la formación del hidrato es aproximada y debe no ser utilizado para predecir la formación del hidrato condiciona.

Los ejemplos siguientes se proporcionan para ilustrar el uso de fig. 20-3: Ejemplo 20-1 - Determine el contenido en agua saturado para un gas magro dulce del hidrocarburo en 150°F y 1.000 psia. De fig. 20-3, W = 220 lb/MMscf

Para un gas del peso molecular 26, CG = 0.98

(fig. 20-3)

W = (0.98) (220) = 216 lb/MMscf

Para un gas en equilibrio con 3% salmuera, Cs = 0.93

(fig. 20-3)

W = (0.93) (220) = 205 lb/MMscf

Contenido en agua de los altos gases de CO2/H2S H2S y el CO2 contienen más agua en la saturación que metano o mezclas de gases naturales dulces. Las cantidades del pariente varíe considerablemente con temperatura y la presión. Fig. 20-46 y la exhibición 20-57 saturó el contenido en agua del CO2 puro y H2S, respectivamente, en las varias temperaturas y presiones. La fig. 20-6 demuestra los contenidos en agua saturados de CH4 puro, CO2 y las mezclas seleccionadas contra la presión en 100°F. fig. 20-75 exhiben el contenido en agua saturado del CH4 puro, del CO2 y de un CO2 95% - Mezcla 5% CH4 contra la presión en 100°F. Varias observaciones significativas se pueden hacer de estas figuras y de otros datos disponibles. 1. El contenido en agua saturado del CO2 puro y de H2S puede ser perceptiblemente más alto que el del gas natural dulce, particularmente en las presiones sobre cerca de 700 psia en las temperaturas ambiente.

2. Las correcciones para H2S y el CO2 deben ser aplicadas cuando la mezcla de gases contiene más de 5 H2S y/o CO2 en presiones sobre 700 psia. Estas correcciones llegan a ser cada vez más significativas en concentraciones más altas y presiones más altas. 3. La adición de pequeñas cantidades de CH4 o de N2 al CO2 o a H2S puede reducir dramáticamente el contenido en agua saturado comparado al gas ácido puro. El contenido en agua del gas ácido es un tema muy complejo. Los datos y los métodos presentados aquí no se deben utilizar para el diseño final. La fig. 20-4, 20-5, 20-6 y 20-7 es toda basada en experimental datos. Un estudio precipitado de estas figuras revela las complejidades implicaron. Una determinación exacta del agua el contenido requiere un estudio cuidadoso de la literatura existente y de los datos experimentales disponibles. En la mayoría de los casos los datos experimentales adicionales son la mejor manera de verificar valores previstos. Incluso las técnicas más sofisticadas del FOE pueden dar resultados de confiabilidad cuestionable. Debajo de 40% componentes del gas ácido, un método de cálculo el contenido en agua utiliza Eq 20-1 y fig. 20-3, 20-8, y 20-9.8

W = YHC WHC + yCO2 WCO2 + y H2SWH2S

Ec 20-1

Observe que la fig. 20-8 y 20-9 proporciona los valores para cuál se llamó el contenido en agua ―eficaz‖ del CO2 y de H2S en las mezclas de gases naturales para el uso solamente en Eq 20-1. Éstos no son CO2 puro y contenidos en agua de H2S. Otro método para la valoración del contenido en agua saturado de mezclas de gases ácidas fig. 20-10 de hasta 6000 aplicaciones del psia y 20-11.9 Con los gases conteniendo el CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración ―equivalente‖ de H2S. Con objeto de este método, se asume que el CO2 contribuirá 75% tanto riegue a la mezcla de gases, sobre una base molar, como H2S.

-Ejemplo 20-2 - Determine el contenido en agua saturado de la Mezcla del CO2 80% C1, 20% en 160 °F y 2000 psia. El contenido en agua experimental resuelto era 172 lb/MMscf

Método uno WHC = 167 lb/MMscf

(fig. 20-3)

WCO2 = 240 lb/MMscf

(fig. 20-9)

W = (0.80) (167) + (0.20) (240) = 182 lb/MMscf

Fig. 20-2 Solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos

Contenido en agua del gas del hidrocarburo Fig. 20-3

Contenido en agua del CO2 Fig. 20-4

Valores experimentales para el contenido en agua de gases ácidos Fig. 20-6

Contenido en agua del sulfuro de hidrógeno Fig. 20-5

Contenido en agua saturado del CO2 - mezclas ricas en 100°F Fig. 20-7

Contenido en agua eficaz de H2S en mezclas de gases naturales contra temperatura en las varias presiones Fig. 20-8

Contenido en agua eficaz del CO2 en mezclas de gases naturales contra temperatura en las varias presiones Fig. 20-9

Contenido en agua calculado de mezclas de gases ácidas a 2000 psia Fig. 20-10

Contenido en agua calculado de mezclas de gases ácidas a 6000 psia Fig. 20-11

Método dos Primero la composición se debe convertir para el uso con la fig. 20-10. yH2S (pseudo) = (0.75) (yCO2) = (0.75) (0.20) = 0.15 W = 0.49 barriles/MMscf

(fig. 20-10)

Densidad del agua = 350 lb/Bbls = (0.49) (350) = 172 lb/MMscf

La fig. 20-12 compara los dos métodos presentados para saturado determinación del contenido en agua de las altas mezclas de gases de CO2/H2S con algunos de los datos experimentales disponibles. Dure cuatro puntos de referencias demostrados en fig. 20-12 indican los peligros implicados con la extrapolación a un contenido más alto del CO2 o de H2S. En un caso, el contenido en agua estimado conviene dentro de 11% de el valor experimental. En otro caso, el experimental el valor es durante 6 veces el contenido en agua estimado.

Contenido en agua en la región del hidrato La fig. 20-3 se basa en la asunción que la fase condensada del agua es un líquido. Sin embargo, en las temperaturas debajo de la temperatura del hidrato del gas, la fase ―condensada‖ será un sólido (hidrato). El contenido en agua de un gas en equilibrio con un hidrato será más bajo que equilibrio con un líquido meta estable. Esto se reconoce en el ―cuidado‖ en fig. 20-3. La formación del hidrato es un proceso dependiente del tiempo. La tarifa en qué forma de cristales del hidrato depende de varios factores incluyendo la composición del gas, presencia de sitios cristalinos de la nucleación en la fase líquida, el grado de agitación, el etc. Durante este ―período transitorio de la formación del hidrato‖ el presente líquido

del agua es ―líquido meta estable llamado‖. El agua meta estable es el agua líquida que, en el equilibrio, existirá como hidrato. Demostración experimental de los datos de GPA RR-4511, 5010 y 8012 actual contenidos en agua del equilibrio de gases sobre los hidratos. Datos de RR-50 se presenta en fig. 20-13. Para los propósitos comparativos, el contenido en agua meta estable de un gas dulce de la fig. 20-3 también se demuestra. El contenido en agua de gases en la región del hidrato es una función fuerte de la composición. La fig. 20-13 no debe extrapólese a otras composiciones. Al diseñar los sistemas de la deshidratación (particularmente TEG sistemas) a encontrarse extremadamente - las especificaciones del punto de condensación del agua baja, es necesario determinar el contenido en agua del gas adentro el equilibrio con un hidrato usando una correlación tiene gusto de eso presentada en fig. 20-13. Si se utiliza una correlación meta estable, una sobrestimará el contenido en agua saturado del gas en la especificación del punto de condensación. Esto, alternadamente, puede dar lugar a un diseño de la deshidratación que no pueda resolver el retiro requerido del agua. Del donde experimental están inasequibles los datos, utilización una correlación termodinámico-basada sana puede proveer de una estimación del contenido en agua en equilibrio los hidratos.

Medida del contenido en agua Las especificaciones para la medida del contenido en agua se dan en la publicación 2140 de GPA. Éstos incluyen el método del helada de la válvula, la oficina de probador del punto de condensación de las minas, y el método del bromuro del cobalto. El cambio del color del bromuro del cobalto ocurre aproximadamente el ppmw 25-30.

Hay varios instrumentos comerciales disponibles para contenido en agua de la supervisión basado en otros principios. Contenidos en agua de medición menos del ppmw de 20 o de hacer el punto de condensación determinaciones en menos que - 40°F puede ser muy difícil. Comparación de experimental contra los contenidos en agua calculados para los gases ácidos Fig. 20-12

Comparación del contenido en agua experimental 5.31% del gas de C3/94.69% C1 en equilibrio con el hidrato Fig. 20-13

HIDRATOS EN SISTEMAS DE GAS NATURAL Un hidrato es una combinación física de agua y de otra pequeñas las moléculas para producir un sólido que tenga ―hielo-como‖ aspecto pero posee una diversa estructura que el hielo. Su formación en gas y/o NGL los sistemas pueden tapar las tuberías, equipo, y flujo de los instrumentos, de la restricción o de la interrupción. Hay tres estructuras cristalinas reconocidas para tales hidratos. En ambos, las moléculas de agua construyen el enrejado y los hidrocarburos, el nitrógeno, el CO2 y H2S ocupan las cavidades. Moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, CO2, H2S) estabilizan a una Structure llamada cúbica body-centered I. moléculas más grandes (C3H8, i) La forma C4H10, n-C4H10 un diamante-enrejado llamó a Structure II. Las moléculas normales de la parafina más grandes que n-C4H10 no forman Estructura I e II hidratos pues son demasiado grandes estabilizar el enrejado. Sin embargo, algunos isoparaffins y cicloalcanos más grande que el pentano se saben para formar los hidratos de la estructura H. La composición del gas determina el tipo de la estructura. Gases mezclados formará típicamente números limitadores del hidrato de la estructura II. (Cociente de las moléculas de agua a las moléculas del componente gaseoso incluido) se calculan usando el tamaño de las moléculas del gas y el tamaño de las cavidades en enrejado de H2O. De un punto de vista práctico, el tipo de la estructura no afecta al aspecto, a las características, o a los problemas causados por el hidrato. Sin embargo, tiene un efecto significativo sobre presión y temperatura en las cuales los hidratos forman. Estructura

Los hidratos II son más estables que la estructura I. esta es la razón por la cual provee de gas contener C3H8 e i-C4H10 formará los hidratos en temperaturas más altas que las mezclas de gases similares que no contienen estos componentes. El efecto de C3H8 y de i-C4H10 sobre condiciones de la formación del hidrato se puede considerar en fig. 20-15. En 1000 psia, 0.6 SP. - GR. el gas (la composición se demuestra en fig. 20-18) tiene una temperatura de la formación del hidrato cuál es el metano más arriba que puro 12-13°F. La presencia de H2S en mezclas de gases naturales da lugar a una temperatura substancialmente más caliente de la formación del hidrato en una presión dada. El CO2, tiene generalmente un impacto mucho más pequeño y reduce a menudo la temperatura de la formación del hidrato en la presión fija para una mezcla de gases del hidrocarburo. Las condiciones que afectan a la formación del hidrato son: Consideraciones primarias · El gas o el líquido debe estar en o debajo de su condición del punto o de la saturación de condensación del agua (NOTA: el agua líquida no tiene para estar presente para que hidratos formen) · Temperatura · Presión · Composición

Consideraciones secundarias · Mezcla · Cinética · Sitio físico para la formación cristalina y aglomeración tal como un codo, un orificio, un thermowell, o una línea escala de la pipa · Salinidad

La formación del hidrato ocurrirá generalmente como la presión aumenta y/o la temperatura disminuye a la condición de la formación.

Condiciones para la formación del hidrato para los gases ligeros. Fig.20-14

Curvas de la Presión-Temperatura para la formación del hidrato que predice. Fig.20-15

PRECAUCIÓN: Los cuadros 20-15 a 20-17 deben ser utilizados solamente para las primeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato. Para una determinación más exacta del hidrato las condiciones hacen cálculos con kv-s

PREDICCIÓN DEL HIDRATO DULCE DEL GAS NATURAL Condiciones La fig. 20-14, basada en datos experimentales, presenta las curvas del equilibrio de la presión-temperatura del hidrato para puro metano, etano, propano, y para una mezcla del propano del etano 30% del nominal 70%. La fig. 20-15 a 20-17, basado en gravedad del gas, se puede utilizar para las primeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato y para estimar la extensión permitida de gases naturales dulces sin la formación de hidratos. Las condiciones en las cuales los hidratos pueden formar son afectadas fuertemente por la composición del gas. Las composiciones usadas para la construcción de fig. 20-15 a fig. 20-17 se dan en fig. 20-18. Los gases se saturan con agua. Ejemplo 20-3 - Encuentre la presión en la cual el hidrato forma para un gas con la composición siguiente. T = 50°F.

COMPONENTE

FRACCION MOLAR

PESO MOLAR

Lbs/Lbs Mol de la MEZCLA

Pesos del Wt de la mezcla de gases = 20.08

De fig. 20-15 en 50°F P = 320 psia para 0.7 gases de la gravedad Ejemplo 20-4 - El gas en el ejemplo 20-3 debe ser ampliado a partir 1.500 psia a 500 psia. ¿Cuál es la temperatura inicial mínima que el permiso la extensión sin la formación del hidrato? La línea de presión inicial de 1.500 psia y la línea de presión final de 500 psia se intersecan apenas sobre la curva 100°F en fig. 20-17. 112°F es aproximadamente la temperatura inicial mínima. Ejemplo 20-5 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000 psia y 100°F ampliar sin la formación del hidrato? En fig. 20-16 encuentre la intersección de la línea de presión inicial 2.000 con la curva inicial de la temperatura 100°F. Lea en el x-axis la presión final permitida de 1100 psia. Ejemplo 20-6 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000 psia y 140°F ampliar sin la formación del hidrato? En fig. 20-16, la curva inicial de la temperatura 140°F no interseca la línea de presión inicial de 2.000 psia. Por lo tanto, el gas puede amplíese a la presión atmosférica sin la formación del hidrato. Las condiciones predijeron por fig. 20-15 estén hasta los días 20-17 de mayo perceptiblemente en el error para las composiciones con excepción de ésas usadas para derivar las cartas. Para una determinación más exacta de las condiciones de la formación del hidrato, los procedimientos siguientes deben ser seguidos. Además, la fig. 20-16 y 20-17 no explica el agua líquida y los hidrocarburos

líquidos presentan o formaron durante la extensión. Éstos pueden tenga un efecto significativo sobre la temperatura del enchufe del dispositivo de la reducción de la presión.

Extensión permitida de un gas natural 0.6-Gravity sin la formación del hidrato.Fig.20-16

Extensión permitida de un gas natural 0.7-Gravity sin la formación del hidrato.Fig.20-17

Composiciones del gas usadas para fig. 20-15 a 20-17. Fig.20-18

PREDICCIÓN DEL HIDRATO BASADA EN LA COMPOSICIÓN PARA LOS GASES DULCES Varias correlaciones han probado útil para predecir la formación del hidrato de gases dulces y de contener de los gases mínimos cantidades de CO2 y/o de H2S. Los más confiables requieren a análisis de gas. El Katz method14, 15 utiliza los constantes de equilibrio sólidos del vapor definidos por el Ec. 20-2.

Kvs = y/xs Eq 20-2

ADVERTENCIA: No bueno para los componentes puros - solamente mezclas. Las correlaciones aplicables del K-valor para la formación del hidrato las moléculas (metano, etano, propano, isobutane16, normal butane17, dióxido de carbono, y sulfuro de hidrógeno) se demuestran en la fig.

20-19 a 20-25. El butano normal no puede formar un hidrato por sí mismo sino puede contribuir a la formación del hidrato en una mezcla. Para los propósitos del cálculo, todas las moléculas demasiado grandes de formar los hidratos tienen un K-valor del infinito. Éstos incluyen todo el normal del butano normal más grande de las moléculas del hidrocarburo de la parafina. El nitrógeno se asume para ser un no-hidrato anterior y está también asignó un K-valor del infinito. Los valores de Kvs se utilizan en una ecuación del ―punto de condensación‖ para determinar la temperatura o la presión del hidrato. El cálculo es iterativo y convergencia se alcanza cuando se satisface la función objetiva siguiente (Ec. 20-3).

Ec. 20-3

Ejemplo 20-7 - Calcule la presión para la formación del hidrato en 50°F para un gas con la composición siguiente.

El infinito que interpola linear, Sy/Kvs = 1.0 a 305 psia Debe ser ejercitado cuando algunos isoparafinas más altos del peso molecular y ciertos cicloalcanos están presentes pues pueden formar los hidratos de la estructura H. La presión experimental observada del hidrato-formación en 50 ° F era 325 psia. Ejemplo 20-8 - El gas con la composición abajo está en 3500 psia y 150°F. ¿Cuál será las condiciones del hidrato cuando se amplía este gas?

Pasos de la solución: 1. Haga varios cálculos de destello adiabáticos en diversas presiones y trace en una presión contra gráfico de la temperatura. (Véase fig. 2026)

Presión Inicial Psia

Temperatura Inicial °F

Presión Final Psia

Temperatura Final °F

2. Asuma una cierta temperatura y prediga la presión de formación del hidrato para este gas usando el sólido-vapor Kdata. Trace los resultados en fig. 20-26. Muestree los cálculos para 200 y 300 psia se proporcionan abajo. Este cálculo se ha repetido para que 400, 500, 800 y 1000 psia desarrollen fig. 20-26.

3. La intersección de las líneas en fig. 20-26 será el punto en el cual los hidratos comienzan a formar. En este ejemplo, el resultado es 500 psia y 52°F. Nota: La fig. 20-16 pediría la extensión permitida solamente a una presión alrededor 700 psia. La correlación de Katz no se recomienda sobre 1000-1500 psia, dependiendo de la composición. La predicción de las condiciones de la formación del hidrato en presiones más altas requiere el uso de otros métodos. Sloan, presente et.al.18 un sistema alterno de los valores de Kvs que, son generalmente válidos a 4000 psia. & de McLeod; Actuales datos experimentales del hidrato Campbell19 para las mezclas de gases naturales hasta 10.000 psia así como una correlación para estimar condiciones de alta presión de la formación del hidrato. & de Blanc; Tournier-Lasserve20 proporcionan datos

experimentales del hidrato a 14.500 psia y comparan correlaciones de la predicción con datos experimentales.

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el metano. Fig.20-19

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el etano. Fig. 20-20

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el propano. Fig.20-21

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el isobutano.Fig.20-22

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el N-Butano. Fig.20-23

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el dióxido de carbono. Fig. 20-24

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el sulfuro de hidrógeno. Fig. 20-25

Bosquejo por ejemplo 20-8 de la solución. Fig. 20-26

PREDICCIONES DEL HIDRATO PARA ALTO CONTENIDO DE CO2/H2S El método de Katz de predecir temperatura de la formación del hidrato da los resultados razonables para los gases normales dulces del hidrocarburo de la parafina. El método de Katz no se debe utilizar para los gases contener cantidades significativas de CO2 y/o de H2S a pesar de que los valores de Kvs están disponibles para estos componentes. Las condiciones de la formación del hidrato para los altos gases de CO2/H2S pueden variar perceptiblemente de ésos integrados solamente por hidrocarburos. La adición de H2S a una mezcla de gases natural dulce aumentará generalmente la temperatura de la formación del hidrato en una presión fija. Un método por el & de Baille; Wichert para predecir la temperatura de los altos gases contentos de H2S se demuestra en fig. 20-2722. Esto se basa en el principio de ajustar las condiciones del hidrato del propano para explicar la presencia de H2S según lo ilustrado en el ejemplo siguiente. Ejemplo 20-9 - Estime la temperatura de la formación del hidrato en 610 psia de un gas con el análisis siguiente usando fig. 20-27.

Pasos de la solución: 1. Incorpore el lado izquierdo de fig. 20-27 en 600 psia y proceda a la línea de la concentración de H2S (4.18 mol)

2. Proceda abajo verticalmente a la gravedad específica del gas (g = 0.682)

3. Siga la línea de guía diagonal a la temperatura en parte inferior del gráfico (T = 63.5°F).

4. Aplique la corrección C3 usando el parte movible en el superior izquierdo. Incorpore el lado de mano izquierda en la concentración de H2S y proceda a la línea de la concentración C3 (0.67). Proceda abajo verticalmente a la presión de sistema y leído la corrección en la escala de la mano izquierda (- 2.7°F) Nota: La corrección de temperatura C3 es negativa cuando en lado de mano izquierda del gráfico y del positivo en el lado derecho. TH = 63.5 - 2.7 = 60.8°F La fig. 20-27 fue desarrollada basó en condiciones calculadas del hidrato usando el FOE de Peng-Robinson. Ha probado absolutamente exacto cuando está comparado a la cantidad limitada de experimental datos disponibles. Debe ser extrapolada solamente más allá de la base de datos experimental con la precaución. Fig. Formación experimental del hidrato de los presentes de 20-2823 datos para tres mezclas de metano, de propano y de hidrógeno sulfuro. Los resultados de los métodos seleccionados de la predicción del hidrato son también demostrado.

La adición de CO2 al metano puro aumentará levemente la temperatura del hidrato en un pressure.24 fijo sin embargo, la adición de CO2 a una mezcla de gases natural dulce ―típica‖ bajará a menudo la temperatura de la formación del hidrato en una presión fija. La fig. 20-29 se proporciona para retratar estos efectos compositivos. Las curvas del hidrato para cuatro composiciones del gas se demuestran. Éstos fueron generados usando un empleo comercial del programa del hidrato el FOE de Peng-Robinson. Las cuatro composiciones del gas son: Gas dulce (0.6 SP. - GR. provea de gas de fig. 20-18) Gas dulce que contiene el CO2 10 Gas dulce que contiene 10 H2S Gas dulce que contiene 10 CO2 y 10 H2S Observe que H2S aumenta perceptiblemente la temperatura del hidrato de un gas natural dulce. En este ejemplo, en 1000 psia, la adición de H2S (10 mol) a una mezcla de gases dulce aumenta el hidrato la temperatura por 15°F. Por una parte, CO2 tiene a efecto de menor importancia sobre la temperatura de la formación del hidrato y disminuye levemente la temperatura del hidrato para ambos el ―dulce‖ y ―agria‖ los gases en este caso. Los programas de computadora FOEbasados son probablemente los más constantes método de predecir temperaturas de la formación del hidrato hoy. La exactitud cuando está comparada a los datos experimentales está generalmente ± 2°F. Esto es generalmente adecuado para el diseño.

Inhibición del hidrato La formación de hidratos puede ser prevenida deshidratándose el gas o el líquido para eliminar la formación de condensado fase del agua (líquido o sólido). En algunos casos, sin embargo, la deshidratación

puede no ser práctica o económicamente factible. En éstos los casos, inhibición pueden ser un método eficaz de prevenir la formación del hidrato. La inhibición utiliza la inyección de una de los glicoles o del metanol en una corriente de proceso donde puede combinar con condensado fase acuosa para bajar la temperatura de la formación del hidrato en una presión dada. El glicol y el metanol pueden ser recuperados con la fase acuosa, regenerada y reinyectada. Para la inyección continua en servicios abajo - a 40°F, uno de los glicoles ofrece generalmente una ventaja económica contra el metanol recuperado por la destilación. En las condiciones criogénicas (debajo - de 40°F) el metanol se prefiere generalmente porque la viscosidad del glicol hace la separación eficaz difícil. Glicol de etileno (EG.), glicol del dietileno (grado), y los glicoles del glicol del trietileno (TEG) se han utilizado para la inhibición del hidrato. El más popular ha sido glicol de etileno debido a su viscosidad más barata, más baja, y solubilidad más baja en hidrocarburos líquidos. Las características físicas de los glicoles y de las mezclas más comunes del glicol-agua se dan en fig. 20-30 a fig. 20-41. La información tabular para los glicoles y el metanol puros se proporciona en fig. 20-42.

Fig. 20-27 Carta del hidrato para los gases que contienen H2S

Fig. 20-28 Experimental contra las condiciones previstas del hidrato para los gases que contienen C1, C3, y H2S

Fig. 20-29 Condiciones de la formación del hidrato para el gas dulce que demuestra efectos del CO2 y de H2S

Para ser eficaz, el inhibidor debe estar presente en muy señale adonde el gas mojado se refresca a su temperatura del hidrato. Por ejemplo, en instalaciones frigoríficas los inhibidores del glicol se rocían típicamente en las caras de la tubo-hoja de los cambiadores del gas tan que puede fluir con el gas a través de los tubos. Pues el agua condensa, el inhibidor está presente mezclarse con el agua y prevenir hidratos. La inyección debe ser de una forma permitir bueno la distribución a cada paso del tubo o de la placa en los refrigeradores y los cambiadores de calor que funcionan debajo del gas hidrata temperatura. Se separa el inhibidor y la mezcla condensada del agua de la corriente del gas junto con un hidrocarburo líquido separado corriente. A este punto, el punto de condensación del agua de la corriente del gas es esencialmente igual a la temperatura de la separación. Las soluciones del Glicol-agua y los hidrocarburos líquidos pueden emulsionar cuando están agitadas o cuando está ampliado de una alta presión a una presión más baja, e.g., válvula de la extensión del JT. El diseño cuidadoso del separador permitirá la recuperación casi completa del glicol diluido para la regeneración y el reinyección. La fig. 20-43 demuestra un organigrama para un típico EG. Sistema de inyección en una instalación frigorífica. El regenerador en un sistema de inyección del glicol se debe funcionar para producir una solución regenerada del glicol que tenga un punto de congelación debajo de la temperatura mínima encontrada en el sistema. Ésta es fig. 20-44 demostraciones de los pesos típicamente 75-80 % la congelación en punto de varias concentraciones de soluciones del agua del glicol.

La concentración mínima del inhibidor en el agua libre la fase se puede aproximar por la ecuación de Hammerschmidt.

Ec 20-4

Eq 20-4 no se debe utilizar más allá del peso 20-25 % para el metanol y peso 60-70 % para los glicoles. Para las concentraciones del metanol hasta cerca de 50 %, Nielsen-Bucklin equation26 proporciona mejor exactitud: d = Ln -129.6 (xH2O)

Ec 20-5

Observe que ―xH2O‖ en Ec 20-5 es una fracción de topo, no una fracción total. La fig. 20-45 proporciona la conversión del por ciento total metanol al agua de la fracción de topo. Maddox et.al.27 presenta un método de estimar requerido concentración del inhibidor para el metanol y EG. El método es iterativo pero converge fácilmente después de algunas iteraciones. Las figs. 20-46 a 20-50 proveen de una comparación de las varias correlaciones del inhibidor data 28, 29 y 30 experimentan, los datos en las concentraciones muy altas del inhibidor son limitados. Una vez que se ha calculado la concentración requerida del inhibidor, la masa del inhibidor requerida en la fase del agua puede calcúlese de Ec 20-6

Ec 20-6

La cantidad de inhibidor que se inyectará no sólo debe ser suficiente prevenir la congelación de la fase del agua del inhibidor, pero también debe ser suficiente prever la fase de vapor del equilibrio contenido del inhibidor y la solubilidad del inhibidor en cualquier hidrocarburo líquido. La presión de vapor del metanol es alta bastantes que las cantidades significativas vaporizarán. Las pérdidas de la vaporización del metanol se pueden estimar de fig. 20-51.31 fig. 20-51 se extrapola sobre 700 psia. Los estudios recientes indican fig. 20 - 51 pueden subestimar pérdidas del metanol de la fase de vapor en más arriba presiones. Las pérdidas de la vaporización del glicol son generalmente muy pequeñas y se no hacen caso típicamente en cálculos. Las pérdidas del inhibidor a la fase líquida del hidrocarburo son más difíciles de predecir. La solubilidad es una función fuerte de las composiciones de la fase del agua y de la fase del hidrocarburo. Fig. 20-52 presenta data 32, 33,34 experimental que demuestra solubilidad de metanol en un líquido parafínico del hidrocarburo en función de concentración de la temperatura y del metanol. Solubilidad del metanol en hidrocarburos naftenóicos es levemente menos que parafínico, pero la solubilidad en hidrocarburos aromáticas puede ser cuatro a seises épocas más arriba que en parafínico. Solubilidad del EG. en hidrocarburo del líquido la fase está extremadamente solubilidad de small.29 A de 0.3 libras por 1000 galones. (los E.E.U.U.) de NGL es de uso frecuente para los propósitos del diseño. Sin embargo, arrastre y otras pérdidas físicas pueden dar lugar a pérdidas totales perceptiblemente más arriba que esto. El ejemplo 20-10-100 MMscf/d del gas natural sale de costa afuera plataforma en 100°F y 1200 psia. El gas viene onshore en 40°F y 900 psia. La temperatura del hidrato del gas es 65°F. La producción condensada asociada es 10 barriles/MMscf. el condensado tiene una gravedad del API de 50 y un MW de 140.

Calcule la cantidad de metanol y de 80% EG. el inhibidor requirió para prevenir la formación del hidrato en la tubería. Solución: Metanol 1. Calcule la cantidad de agua condensada por día de fig. 20-3,

El agua condensó = (100) (53 - 9.5) = 4350 libras/día

2. Calcule la concentración requerida del inhibidor del metanol de Ec 20-4 y 20-5. d = 25°F

MW = 32

Solucionando para XI, XI = 0.255, Ec 20-4 XI = 0.275, Ec 20-5 (utilice este valor en subsecuente cálculos)

3. Calcule el índice total de inhibidor en fase del agua (asuma que el metanol 100 está inyectado)

4. Pérdidas de la vaporización de la estimación de fig. 20-51. @ 40°F y 900 psia, pérdidas =

Pérdidas diarias = (1.05) (100) (27.5) = 2890 libras/día

5. Estime las pérdidas a la fase líquida del hidrocarburo de fig. 20-52. @ 40°F y 27.5% MeOH, x MeOH‖ 0.2% mol libra · condensado de los moles por día:

Lb/mol de metanol = (1950) (0.002) = 3.9 libras · mol/día Libras de metanol = (3.9) (32) = 125 libras/día Tarifa total de la inyección del metanol = 1650 + 2890 + 125 = 4665 libras/día

Los cuadros 20-30 a 20-41 se reproducen del hecho de condicionamiento Book, 1962 del gas, con el permiso ―de la compañía de Dow Chemical‖ y conforme a todas las negaciones de la garantía en esto. Fig. 20-30 Densidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno

Fig. 20-31 Densidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno

Fig. 20-32 Densidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno

Fig. 20-33 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno

Fig. 20-34 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno

Fig. 20-35 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno

Fig. 20-36 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol de etileno

Fig. 20-37 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del dietileno

Fig. 20-38 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del trietileno

Fig. 20-39 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del etileno

Fig. 20-40 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del dietileno

Fig. 20-41 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del trietileno

Fig. 20-42 Características físicas de glicoles y de los metanoles seleccionados Etileno Glicol

Dietileno Glicol

Trietileno Glicol

Tetraetilen o del glicol

Metanol

Formula

C2H6O2

C4H10O3

C6H14O4

C6H18O5

CH3OH

Peso molecular Punto de ebullición en 760 mm Hg, °F Punto de ebullición en 760 mm Hg, °C Presión de vapor en 77°F (25°C) mm Hg Densidad (g/cc) en 77°F (25°C) (g/cc) en 140°F (60°C) Lbs por galón en 77°F (25°C) Punto de congelación, °F

62.1

106.1

150.2

194.2

32.04

387.1

472.6

545.9

597.2

148.1

197.3

244.8

285.5

314

64.5

1.110