Procesos de Deshidratación Del Gas Natural

Faculta de tecnología

Ing. Edson Jiménez

UNIVERSIDAD MAYOR, REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA

FACULTAD DE TECNOLOGIA

INGENIERIA DEL GAS NATURAL 2 (PRQ-311) Docente:

Ing. Edgar Jiménez M

Tema:

Deshidratación del gas natural

Universitarios:

Vega Navarro Maritza Isabel Lira Heredia Javier Michel Espinoza German Einar Calderón Terán Editha Flores Moncada Wilson

Carrera:

Petróleo y Gas Natural

Fecha:

10/ 09 / 2015

Sucre – Bolivia 2015 Ingeniaría del gas natural 2

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PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 1. Introducción En general, la corriente de gas natural posee, impurezas o contaminantes como nitrógeno, hidrógeno, anhídrido carbónico, y sulfuro de hidrógeno. El hidrógeno y el nitrógeno son gases inertes que solo van a afectar el poder calorífico del gas y también, lógicamente, el costo de transporte. Mientras que el anhídrido carbónico (CO2) y el sulfuro de hidrógeno, forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Estas sustancias son muy indeseables y deben eliminarse del gas natural. El contaminante al que hay que prestarle suma importancia es el agua, siempre presente en el gas proveniente del yacimiento, ya que produce corrosión y formación de hidratos. Los hidratos son inclusiones sólidas que se forman cuando los hidrocarburos del gas natural están en contacto con el agua líquida bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. El acondicionamiento del gas natural consta de dos procesos fundamentales: la deshidratación y el endulzamiento. El primero consiste en la eliminación del excedente de agua presente en la corriente gaseosa por medio de una técnica denominada deshidratación que será el tema central del presente trabajo de investigación.

2. Deshidratación del Gas Natural con deshidratantes La deshidratación del gas natural juega una parte importante en la producción de gas natural. Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión. El contenido de agua en el gas debe ser reducido y controlado para asegurar procesamiento y transporte seguro. Las principales razones para eliminar el agua del gas natural son: 1. El gas natural en las condiciones adecuadas puede combinarse con el agua libre para formar hidratos sólidos que pueden taponar Válvulas, accesorios o incluso Tuberías. 2. El agua puede condensarse en la tubería, causando flujo tapón y posible erosión y corrosión. 3. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el contenido energético del gas. 4. Los transportistas y vendedores de gas deben lograr especificaciones con un máximo contenido de agua de 7 lb por millón de pies cúbicos (112 kg por Millón de m3).

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En general, para remover el vapor de agua presente en el gas natural existen diversos métodos de deshidratación que, de acuerdo a su principio de operación, pueden ser clasificados de la forma siguiente: a) Absorción con solventes físicos: desecantes líquidos (glicoles, metanol). b) Adsorción en lecho sólido: desecantes sólidos (alúmina, silica gel, tamices moleculares) c) Refrigeración. d) Reacciones químicas. 3. Proceso de deshidratación por Inyección de Inhibidores La inyección de un líquido hidrofílico en la corriente de gas es una operación que está muy relacionada a la deshidratación con glicoles, pero está

más

dirigida

a

inhibir

la

formación de hidratos sólidos que en remover el agua del gas. Muchos líquidos

han

sido

usados

o

propuestos para la inyección. Los inhibidores reducen la temperatura o aumentan la presión a la que el hidrato se formará.

Los principales son listados en la tabla siguiente:

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El proceso de inyección es particularmente aplicable junto a la recuperación por refrigeración de hidrocarburos líquidos. A causa de las bajas temperaturas de congelamiento de sus soluciones acuosas, el metanol y el etilen glicol son los más comúnmente usados como inhibidores de hidratos. El dietilen y trietilen glicol son usados primeramente para prevenir la formación de hidratos en las líneas llevando a unidades de deshidratación convencional usando el mismo glicol. Sólidos iónicos como el cloruro de sodio (sal común) también inhiben la formación de hidratos. Esto es similar a rociar sal en las calles o carreteras llenas de hielo para derretirlo. No es muy probable que se use sal como inhibidor ya que la sal casi siempre está presente en el agua que se produce. a) Inyección de glicol En el proceso de inyección de glicol mostrado en la figura, el gas pasa primero a través de un separador donde el agua líquida y otros hidrocarburos son removidos. El glicol es rociado en el gas después que deja el separador y antes de que baje la temperatura por debajo del punto de temperatura del hidrato. Tubos que no estén humedecidos con glicol pueden llenarse de hidratos mientras el gas húmedo se enfría. El etilen glicol es generalmente preferido al dietilen o trietilen glicol para este tipo de operación porque es menos soluble en hidrocarburos líquidos y porque los hidrocarburos líquidos son menos solubles en etilen glicol que en los otros glicoles. Por otra parte, los otros dos glicoles tienen una presión de vapor más baja, la cual resulta en pérdidas de vaporización menores. Para minimizar la posibilidad de la formación de una fase sólida en la solución de glicol, las composiciones cerca del eutéctico son comúnmente empleadas en comparación al 95% de concentraciones más altas usadas en diseños de deshidratadores convencionales. Las soluciones acuosas diluidas tienen una amplia ventaja de baja solubilidad en hidrocarburos líquidos. En los sistemas de inyección de glicol, el glicol provee un poco de deshidratación pero su función primaria es de actuar como agente anticongenlante suprimiendo la formación de hidratos sólidos. Muchos diagramas de flujo son usados para los sistemas de inyección de glicol. En su forma más sencilla, el proceso es muy similar a la deshidratación convencional con glicol con una sección de la línea de gas sirviendo como contactor gas - líquido.

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b) Inyección de metanol Para temperaturas más bajas que -40 °F, la inyección de glicol es impráctica por la alta viscosidad de soluciones de glicol a tales bajas temperaturas. La baja viscosidad del metanol y otras características favorables hacen que sea el fluido elegido para la inhibición en aplicaciones a muy bajas temperaturas tales como plantas de refrigeración con turboexpansores de gas para la recuperación de GLP.

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Después de pasar a través de un separador el gas es enfriado en un intercambiador de calor gas-gas en el cual el metanol es rociado en las placas de los tubos para inhibir la formación de hidratos sólidos. Una solución de metanol-agua condensa en el intercambiador de calor y en el enfriador y es removida de la corriente de gas en el separador. La solución acuosa es expandida para remover el gas disuelto, es filtrada y destilada para recuperar el metanol. Una cantidad significante de metanol se disuelve en el producto de hidrocarburo líquido y es recuperado lavando toda la corriente de hidrocarburo o la fracción de propano con agua del alambique de metanol. 3.1 Determinación del Flujo de Inyección del Inhibidor El primer paso en el diseño de sistemas de inyección es determinar la mínima concentración del inhibidor requerida para prevenir la formación del hidrato. Se presentan a continuación los posibles métodos. a) Ecuación de Hammerschmidt: Es un método simple y ampliamente utilizado

Donde AT es la disminución de la temperatura en °C, M es la masa molar del inhibidor en g/mol, W es la concentración del inhibidor en porcentaje en peso en la fase acuosa, y KH es una constante con valor de 1297. Para usar esta ecuación en el sistema americano KH es 2355 y AT está en °F. Para calcular la concentración del inhibidor requerida arreglamos la ecuación como sigue:

Para usar esta ecuación primero se determinan las condiciones del hidrato sin el inhibidor presente. La ecuación solo predice la desviación de la temperatura sin el inhibidor presente. La ecuación de Hammerschmidt está limitada a concentraciones de 30% peso para metanol y etilen glicol, y solo para 20% peso para otros glicoles. (Bajos porcentajes de soluto)

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b) Ecuación Nielsen – Bucklin

Donde AT está en °C y xM es la fracción molar del metanol. Esta ecuación puede ser usada para fracciones molares del orden del 0.8 (88% peso) Se puede arreglar la ecuación de la forma siguiente para estimar la concentración de metanol a un AT dado.

Y para calcular el porcentaje en peso de esta fracción molar se usa a siguiente ecuación:

La ecuación de Nielsen – Bucklin fue desarrollada para el metanol pero puede ser utilizada para cualquier elección de inhibidor. c) Nuevo método

Donde gamma es el coeficiente de actividad del agua y xW es la fracción molar del agua. Utilizando la ecuación de Margulles y haciendo algunas simplificaciones obtenemos:

Donde

A

es

llamado

el

coeficientes de Margulles. La ecuación puede ser usada para un amplio rango de concentraciones

de

inhibidores.

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Para calcular la cantidad del inhibidor requerida utilizamos la ecuación:

Donde m1 es la masa de solución de inhibidor, mW es la masa de agua líquida ,XR es la concentración en peso de inhibidor rica que se determina con una de las ecuaciones anteriores, y XL es la concentración en peso del inhibidor??. XL tiene un valor de 100% para el metanol y varía típicamente de 60 a 80% para glicoles. 3.1.1 Perdidas del inhibidor El metanol es una sustancia volátil, es por esto que parte del inhibidor inyectado entrará en esta fase. En términos prácticos, esto significa que más inhibidor debe ser inyectado para que la cantidad predicha sea utilizada en su totalidad en la fase acuosa. Afortunadamente existen gráficas para la estimación de estas pérdidas. Estas pueden ser utilizadas para estimar la cantidad de metanol disipado en el gas natural. Para calcular el metanol en el vapor, se localiza el punto que corresponde a la presión y temperatura y luego se lee el valor del eje en x. El valor de la abscisa es multiplicado por el flujo del gas y por la concentración del metanol en la fase acuosa para obtener el metanol en el vapor. Los glicoles son mucho menos volátiles que el metanol. Es por esto que se usan generalmente a bajas temperaturas. Sus pérdidas en fases no acuosas no son significantes.

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3.1.2 Cantidad total de inhibidor requerida 1) Determine la temperatura de formación del hidrato en el gas 2) Establezca la temperatura esperada del sistema 3) Calcule la cantidad de agua presente a la temperatura del paso 2 4) Calcule la concentración del inhibidor y la cantidad en kg o lbm 5) Si se trata de metanol calcule las perdidas 6) Sume las cantidades del paso 4 y 5 para obtener el total de inhibidor requerido. 4. Proceso de deshidratación por absorción con glicoles La deshidratación del gas natural juega una parte importante en la producción de gas natural. Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión. 4.1 Deshidratación de Gases con Glicoles (TEG): La deshidratación de gas es el proceso de remoción de vapor de agua en una corriente gaseosa para reducir la temperatura a la cual el agua condensará en la línea. Esta temperatura se denomina punto de rocío del gas. Además, la deshidratación a punto de rocío por debajo de la temperatura operativa del gas, previene formación de hidratos y corrosión por agua condensada. La capacidad de una corriente gaseosa para mantener vapor de agua es reducida si se comprime o enfría luego el agua puede también ser removida de la corriente gaseosa comprimiendo o enfriando la misma. El proceso con glicol se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro. Características generales de una planta de Deshidratación por Absorción con glicoles Mencionaremos algunas características del uso de un glicol en una plata deshidratadora por absorción, son:  Alta higroscopia.  No se solidifican en soluciones concentradas.  No son corrosivos.  No forman precipitados con componentes del gas.

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 Se regeneran fácilmente.  Son inmiscibles en hidrocarburos líquidos. La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de rocío del gas. En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un (scrubber) removedor de líquidos libres. Luego, el gas ingresa al contactor e “intercambia” el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a través de un removedor de niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la línea de venta. El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que ingrese al regenerador. El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba. Conociendo las características de la planta de absorción y el uso de un glicol, a continuación de presentaremos el diagrama de la planta.

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Descripción de los Equipos de una Planta Deshidratadora con TEG

Depurador de entrada: es el encargado de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como los hidrocarburos líquidos, agua libre, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos. Absorbedor o contactor: La función del absorbedor es poner en contacto el gas húmedo con el glicol, para que el glicol pueda remover el vapor de agua del gas húmedo. Existen contactores que usan bandejas (tipo burbuja o campanas) o empaques regulares en su parte interna para efectuar el contacto directo del gas y el glicol. En cualquiera de los dos casos el contacto es en flujo inverso. Tanque de flasheo o separador de gas -condensado – glicol.- Sirve para recuperar el gas que esta disuelto en la solución de glicol en el contactor, también como cualquier hidrocarburo líquido que sea transportado fuera del contactor por la solución de glicol. El gas sale por la parte superior del recipiente y es venteado o puede ser usado para suplir el gas combustible requerido para el reherbidor. Filtros.- En los sistemas de deshidratación del gas normalmente se usan dos tipos de filtros: filtros de sólidos son de malla fina de media o cartucho usados para eliminar sólidos, partículas que pueden causar erosión de los émbolos de las bombas, sellos de los discos y válvulas, atascamiento del equipo y formación de espuma Ingeniaría del gas natural 2

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Filtros de carbón activado.- son usados para eliminar hidrocarburos, productos de degradación del glicol, surfactantes, químicos usados para tratamientos de pozos, aceites lubricantes de compresores. Bombas de glicol.- Son las únicas partes movibles de toda la unidad, retorna el glicol pobre de baja presión al contactor de alta presión, se usan de tres tipos: operación a alta presión (texsteam), operadas con líquido a alta presión (Kimray) y las impulsadas por motor eléctrico. Para unidades más grandes de deshidratación se usan bombas de desplazamiento positivo, de cilindros múltiples. Montadas horizontalmente e impulsada por un motor eléctrico. Tanque de compensación.- Es un recipiente usado para almacenar glicol regenerado para la succión de la bomba, generalmente esta construido como parte integral del rehervidor o en forma separada. Intercambiadores de calor.- El intercambiador glicol-glicol quita el calor del glicol pobre, caliente, que retorna al absorbedor y lo entrega al glicol rico que va al destilador ahorrando energía. El intercambiador glicol-gas sirve para calentar ligeramente el gas seco que sale del absorbedor y enfriar ligeramente el glicol caliente entrante. Columnas de destilación.- Es el recipiente localizado en la parte superior del reherbidor donde tiene lugar la destilación del glicol y agua. Las columnas destiladas están normalmente empacadas y tienen condensadores

con aletas o espirales de reflujo

(serpentines) en la parte superior para enfriar los vapores de glicol y parte de vapor de agua de salida, para proveer el reflujo para la columna. Este arreglo controla la condensación y reduce las pérdidas de glicol. El vapor de agua que sale del tope del despojador contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos volátiles y se lo ventea normalmente a la atmósfera. Reherbidor.- Es el recipiente que suministra calor para separar el glicol y el agua por simple destilación. El glicol es calentado a una temperatura entre 380 y 400°F. Para remover suficiente vapor de agua para regenerar el glicol en 98.5 -99%. Los reherbidores pueden ser de fuego directo o calentados por vapor o aceite caliente. El nivel de glicol en el reherbidor es mantenido por un vertedero de derrame. El exceso de glicol fluye hacia dentro del tanque de compensación por gravedad

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Sistema de regeneración de glicol El funcionamiento de un sistema de regeneración de glicol seria el siguiente: El gas de entrada llega a un depurador de entrada, donde se quita las impurezas sólidas o liquidas, luego el gas entra por la parte inferior de la contactora fluye en contracorriente con el glicol pobre que desciende. El glicol pobre entra por el tope del contactor donde fluye hacia abajo de plato en plato y absorbe el agua del gas natural que va ascendiendo, el gas que sale por el tope del contactor es gas seco que pasa a través de un intercambiador de calor gas/glicol y luego se va a la línea de gas de venta. El glicol rico deja el absorbedor y entra a un serpentín enfriador que controla la tasa de reflujo de agua en el tope del despojador. 4.2 BALANCE DE MATERIA EN LA TORRE DE ABSORCIÓN: Total: (Gas seco) V1 Y1

Vn+1 + Lo = V1 + Ln

(Glicol pobre) Lo X o

[2.1]

1 2

Individual:

3 i+1

Vn+1 yn+1 + Lo xo = V1 y1 + Ln xn [2.2]

n n-2 (Gas húmedo) Vn+1 Yn+1

n-1 n (Glicol rico) Ln X n

Balance de materia en una Etapa i de la Torre. Considerando los flujos aproximadamente constantes en toda la columna, el balance de materia alrededor de un plato “i” se tiene: Individual: Vn+1 yi+1 + Lo xi-1 = Vn+1 yi + Lo xi

[2.3]

Vn+1 Yi

Lo Xi-1

Suponiendo que Lo y Vn+1 son constantes, se tiene: Lo (xi – xi-1) = Vn+1 (yi+1 – yi)

[2.4]

ETAPA i

Por la relación de equilibrio líquido-Vapor se tiene: Vn+1 Yi+1

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Lo Xi

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Para la etapa i: Por la relación de equilibrio líquido-Vapor se tiene: Para la etapa i:

Ki 

yi xi

xi 

yi Ki

xi 1 

yi 1 Ki

4.3 DISEÑO PRELIMINAR DE UN ABSORBEDOR Y UN REGENERADOR DISEÑO DE LA COLUMNA DE ABSORCION Para el diseño de la columna deshidratadora por absorción existen varios métodos, de los cuales uno de los más usados en la industria petrolera es el método de Kremser - Brown. CONSIDERACIONES IMPORTANTES DE DISEÑO 

Se debe considerar que el gas que llega a la planta está saturado con agua. El contenido de agua depende de la presión y la temperatura.



El contenido de agua, a la salida, es condición del diseño es normal que se hable de 5 a 7 lbs/MM pcn en el gas tratado.



Las variaciones de la presión y la temperatura de la alimentación alteran el contenido de agua en el gas y, por lo tanto, se deben ajustar las condiciones de operación de la planta.



La relación de circulación de TEG debe estar comprendido entre 2.5 a 5 gal TEG/ LbH2O removida.



Es común que, en los diseños de deshidratadoras de TEG, se hable de 3 gal TEG/ LbH2O removida; no obstante otras condiciones deben tenerse presente:



A mayor número de platos en el absorbedor, menor será el requerimiento de glicol para lograr un descenso determinado del punto de rocío.



Al aumentar el galonaje por encima de 3 gal TEG/ LbH2O removida es muy baja la ganancia y el punto de rocío tiende a ser constante.

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DATOS INICIALES PARA EL DISEÑO 

Flujo de gas de entrada o alimento:

7 MMPCSD



Presión de Entrada:

480 Psi



Temperatura de Entrada:



Gravedad específica del gas a la Entrada: 0.656



Contenido de agua del gas natural a la salida: 5 LbH2O/MMPC

91 ºF

Tabla Nº 4. Características del Gas Natural a la Entrada y Salida de la Torre de Absorción LUGAR FECHA

Campo La Peña 05/12/2 007

ENTRADA A la Torre

SALIDA De la Torre

Norma de Análisis

PRESION (PSIG) 480 TEMPERATURA (°F) 91 CAUDAL MMPCD 7 ASTM D 3588 GRAVEDAD 0.656 ESPECIFICA LICUABLES : ASTM D 3588 GLP BBLS/MMPC 31.484 GASOLINA BBLS/MMPC ASTM D 3588 6.801 PODER CALORÍFICO REAL A 60°F 1130.374 COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL N2 %MOL ASTM D 1945 1.122 CO2 0.159 C1 87.399 C2 5.984 C3 3.207 IC4 0.372 NC4 1.015 IC5 0.232 NC5 0.264 C6 0.179 C7+ 0.067 TOTAL %MOL 100.000 ASTM D 1142 PUNTO DE ROCIO : PRESION psi 480 HIDROCARBURO: ºF 91 TEMP. AGUA ºF 44 CONTENIDO DE AGUA Lbs/MMPC 82.71 PUREZA DEL GLYCOL 98.9% PH DEL GLYCOL 8.0 TEMPERATURA REGENERADOR °F 320

470 90 0.657

32.115 7.121 1136.676 0.808 0.169 87.472 6.078 3.291 0.360 1.041 0.245 0.282 0.203 0.051 100.000 470 90 12 5.1 94% 8.2

Fuente: Análisis Cromatográfico Campo La Peña

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Tabla Nº 4. Composición de TEG vs g xH2O

%wTEG

G

0.020

99.76

0.410

0.050

99.37

0.434

0.100

98.68

0.475

0.150

97.93

0.520

0.201

97.08

0.565

0.301

95.10

0.654

0.400

92.60

0.738

0.500

89.30

0.815

0.601

84.70

0.880

0.701

78.10

0.935

0.801

67.50

0.970

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DISEÑO DE LA COLUMNA DE ABSORCIÓN Es una aproximación rigurosa para el cálculo de torres de este tipo (Gas seco) V1 Y1

Balance de materia en la Torre de Absorción.

(Glicol pobre) Lo X o

1 2

Total:

3 i+1

Vn+1 + Lo = V1 + Ln

[2.1]

n n-2

Individual: (Gas húmedo) Vn+1 Yn+1

Vn+1 yn+1 + Lo xo = V1 y1 + Ln xn [2.2]

n-1 n (Glicol rico) Ln X n

Balance de materia en una Etapa i de la Torre. Considerando los flujos aproximadamente constantes en toda la columna, el balance de materia alrededor de un plato “i” se tiene: Individual: Vn+1 yi+1 + Lo xi-1 = Vn+1 yi + Lo xi

[2.3]

Suponiendo que Lo y Vn+1 son constantes, se tiene: Lo (xi – xi-1) = Vn+1 (yi+1 – yi)

[2.4]

Por la relación de equilibrio líquido-Vapor se tiene:

Vn+1 Yi

Lo Xi-1

Para la etapa i: ETAPA i

Ki 

yi xi

xi 

yi Ki

xi 1 

yi 1 Ki

Vn+1 Yi+1

Lo Xi

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ALGORITMO PARA DETERMINAR EL NUMERO DE ETAPAS Vn 1  (Wn 1  W1 )   lb / hr 24 % PH 2O  Lo H 2O  R TEG * mH 2O ,rem M TEG % PTEG Lo ,TEG Lo , H 2 O xo ,TEG  xo  Lo L

Suponer R

mH 2O ,rem 

Calcular Lo y xo Ec. [2.28] y Ec. [2.31]

Calcular Ln y xn Ec. [2.27] y Ec. [2.36]

o

Lo TEG  Ro

Calcular y1 , yn Ec. [2.40] y Ec. [2.37]

xn ,TEG 

Calcular g1 , gn Ec. [2.42] y Ec. [2.39]

 TEG

Ln ,TEG Ln

xn 

Ln

y n  2.15 x10 5 Wn 1

Calcular K= (K1+Kn+1)/2 Ec. [2.23]

n

Calcular Ae Ec. [2.22]

Calcular Ea Ec. [2.20]

 E  Ae  1 ln  a  1 ln Ae  E a  1 

g n  f ( xn ) K1  g 1 y1 K n 1  g n y n

Calcular n Ec. [2.21]

Ae 

Calcular nr = n/0.25 Ec. [2.44]

Ea  nr≈8 etapas

Ln , H 2O

y1  2.105x105W1

Calcular K1 y Kn+1 Ec. [2.41] y Ec. [2.38]

No

* mH 2O ,rem

M TEG

Si

Lo

K Vn 1 y n1  y1

y n1  yo



Ae n 1  Ae Ae n 1  1

FIN

g 1  f ( xo )

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Cálculo del Diámetro y Altura de la Columna Cálculo del diámetro.

d

4q a V

qa 

 L  g  V  Ks     g 

m

g

Ks

Tipo Platos de Capucha burbuja Columnas empacadas

0 .5

m/s y

ft/sec

0.0555

0.16

0.09 – 0.105

0.30 – 0.34

Fuente: Campbell J. M 2003

Donde: Cálculo del diámetro. El diámetro de la columna se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación: q a m/s [ft/seg] V = Velocidad superficial del 4 gas, d   V ρL = Densidad del líquido descendente kg/m3 [lbm/ft3], flujo de entrada del TEG [2.46] Donde: ρd Densidad del gas [lbm/ft3], del flujo de entrada del gas natural Diámetro dekg/m la 3columna, m [ft] g == qa = Flujo volumétrico actual del gas m 3/s, [ft3/sec] Ks = Parámetro de diseño para platos de capucha y burbuja, viene dado según d = Diámetro de la columna, m [ft] qa = Flujo volumétrico actual del gas m3/s, [ft3/sec] m = Flujo másico del gas natural, kg/s [lb/s]

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Cálculo del Diámetro y Altura de la Columna Cálculo de la Altura Para la determinación de la altura de la columna (H) se considera el espaciamiento de 24 pulgadas entre platos, el número de platos reales y una altura extra para el extractor de niebla en el caso de absorción con glicoles. H = HEP*N

[2.48]

Donde: HEP = Altura de espaciamiento entre platos (24 pulg.) N = Número de platos reales Resultados del Rediseño Según las consideraciones de diseño indicados y para 3 gal TEG/lb H2O removida, se tiene: Diámetro de la Columna:

d = 2 pies

Flujo de glicol pobre: Lo = 4.59817 lbmol/h = 639.14 lb/h Flujo volumétrico de glicol pobre: Q = 68.75 gal/h Relación de recirculación: Ro= 3 galTEG/lb H2O removida Número de etapas teóricas: n = 1.17644 Número de etapas reales:

nr = 4.71  5 etapas

Altura de la Columna: H = HEP*N = 24*5 = 120 pulg =10 pies

5 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR EXPANSIÓN REFRIGERADA Se sabe desde un inicio que todo gas que sale de reservorio contiene muchas partículas contaminantes una de ellas es el H2O y otros ácidos comunes que existen. Entrando netamente a este proceso de deshidratación por expansión refrigerada el cual consiste en quitar las partículas de H2O y otros líquidos para nada provechosos y que no tiene valor en el mercado consiste en

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La obtención de líquidos del gas natural se logra mediante la reducción de la temperatura del mismo causando que los liquidos mas pesados caigan a la base



Diferentes tecnologías de deshidratación buscan llevar al gas natural a condiciones de saturación para luego reducir la temperatura por expansión refrigerada.



Reducción de la presión del gas con válvulas de expansión (isoentálpicos) y turbo expansores (isoentrópico) y luego separando la fase liquida que se forma debido a la disminución de temperatura el agua se condensa.

6 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN. L a Universidad Industrial de Sander Escuela de Ingeniera de Petróleo Ingeniería de Gas indica que: La deshidratación del gas natural constituye una de etapas fundamentales en el tratamiento del gas natural constituye una de las etapas fundamentales de tratamiento del gas. La deshidratación por desecantes solidos se fundamenta en el principio de adsorción, en el cual el vapor de agua presente se adhiere a la superficie de los desecantes, permitiendo así la remoción del contenido de agua no deseado. La deshidratación con desecantes o con lecho solido constituye una alternativa cuando se desea remover el contenido de agua a una cantidad mínima ya sea el caso para ingresar el gas a una planta criogénica o se desee remover agua y componentes ácidos simultáneamente. L a adsorción implica una forma de adhesión entre la superficie del desecante sólido y el vapor de agua en el gas. El agua forma una capa extremadamente fina que se adhiere a la superficie del desecante solido por fuerzas de atracción, pero no hay reacción química. Los desecantes solidos son usados para deshidratar porque son típicamente más efectivos que el glicol, ya que pueden deshidratar o secar el gas a menos de 0.1 Ppm, sin embargo con el fin de reducir el tamaño de la unidad de deshidratación con desecante sólido, con frecuencia es usada la unidad de deshidratación con glicol para remover el agua de la corriente de gas. Los costos de compra y operación de las unidades de desecantes solidos generalmente son mayores que las unidades de glicol. Por lo tanto su uso es típicamente limitado a aplicaciones tales como alto contenido de H2S en el gas, requerimientos de punto de roció muy bajo, control simultaneo de agua e hidrocarburos y casos especiales. Tipos de adsorción

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Adsorción química:

Es la unión química de las moléculas a la superficie de los átomos. La quimisorcion ocurre cuando un enlace químico, o intercambio de electrones se forma. El resultado es la fijación de la molécula en la superficie a través de una adsorción química. 

Adsorción física:

Es la que ocurre por fuerzas del tipo Van der Waals entre un átomo o molécula y la superficie. En este caso no existe arreglo electrónico en el sistema y solo las fuerzas de atracción electrostáticas o atracciones dipolares son puestas en juego, interacción que ocurre sin modificación de la molécula fisisorcion 6.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROCESO Deshidratación y eliminación simultanea del H2S del gas natural 7

PROCESO DE DESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

Los tamices moleculares son fabricados en dos tipos de cristal, un cubo simple o un cristal tipo A y un cubo centrado en el cuerpo o cristal tipo X. el tamiz tipo A esta disponible en sodio calcio y potasio. Los tipos x están disponibles en sodio y calcio pero los tamices de sodio son los más comunes. 7,1 CARACTERISTICAS GENERALES DEL TAMICES MOLECULARES: Están diseñados para retener adsorbatos (elementos adsorbibles) por fuerzas físicas más que por químicas; en otras palabras, cuando la molécula adsorbida es posteriormente liberada por la aplicación del calor, el cristal queda en el mismo estado químico que estaba antes de la adsorción. La desorción de aun en los tamices es un proceso reversible siempre que no ocurra condensación de hidrocarburos pesados de punto de burbujeo muy elevado, caso en el cual el hecho podría perder parcialmente su capacidad para deshidratar. La superficie externa de los cristales está disponible para la adsorción de moléculas de todos los tamaños, mientras que la superficie interna es alcanzable solo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea suficiente pequeño como para pasar por los poros. Para tener idea de la estructura de cristal, basta decir que el área externa es solo 1% del área total.

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Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basados en tamaño y configuración, sino también en polaridad y grado de saturación. En una mezcla de moléculas capaces de pasar a través de los poros la menos volátil, la más polar o la más insaturada serán más fuertemente adsorbida que las demás. La fuerza de adsorción de los tamices moleculares se debe principalmente a los cationes que forman parte del retículo cristalino. Estos cationes (Na, Ca), actúan como puntos de fuerte carga positiva que atraen electrostáticamente de los extremos negativos de las moléculas polares; a mayor momento dipolar de una molécula, más fuertemente será adsorbida. Ejemplo de tales moléculas son aquellas que contienen átomos de O2, S, C o N2. Son asimétricas; en consecuencia, un tamiz molecular adsorberá el CO (molécula dipolar), antes que el argón (molécula no polar), por citar un ejemplo. También puede ocurrir que estos puntos de fuerte carga positiva induzcan dipolo en otras moléculas, ocurriendo una adsorción posterior; más fácil será adsorbida. Así, un tamiz molecular adsorberá etileno, una molécula insaturada de un hidrocarburo saturado. Por estas propiedades, los tamices son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas sustancias. El proceso en el cual se emplean con mayor frecuencia es en la deshidratación del gas natural, no obstante, dentro del mismo recipiente se acostumbra a colocar camadas para retener el mercurio o el sulfuro de hidrogeno. En los tamices moleculares la cantidad del compuesto adsorbido aumenta rápidamente a un valor de saturación a medida que se incrementa la concentración de compuesto en la fase externa del tamiz. Cualquier incremento adicional con la concentración a la temperatura constante no ocasiona aumento en el monto adsorbido; ese equilibrio normalmente indica que se han llenado completamente los espacios vacíos del cristal. Tipos de tamices y aplicaciones:

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8. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS PROCESOS DE DESHIDRATACION VENTAJAS 

DESVENTAJAS

Los procesos de deshidratación del gas



quipos.

natural nos dan unas series de ventajas pues al extraer el vapor de agua (hidratos) del gas, impiden



el taponamiento de

que corroen las tuberías y restos de los

taponamiento de líneas de gas.

componentes metálicos del sistema



Impiden la formación de hidratos



Los principales métodos de deshidratación



mediante la

desecantes

sólidos

una caldera, habrá una explosión. La

y

magnitud depende de la cantidad de líquido

absorción con desecantes

que llegue y de la temperatura que se

líquidos como el glicol. Ambos procesos de

encuentre. El agua, al evaporarse aumenta

deshidratación nos permiten contar con un

1,700 veces su volumen

gas natural de alta calidad y lista para procesos posteriores a los que pudiera ser sometido, como para su transporte a áreas

Peligro de explosión; si un bache de agua que se haya formado en la tubería entra en

de gas natural se los realiza mediante la con

Formación de ácidos: el vapor de agua con H2S y CO2, conforman compuestos ácidos

válvulas, taponamiento de equipos y

adsorción

Se necesita gran inversión económica en



Obstrucción de la tubería: al taponear las tuberías, el servicio se interrumpe.

de tratamiento y consumo. 

De no ser deshidratado el gas natural extraído

este

puede

incrementar

la

corrosividad del gas natural especialmente cuando el gas tiene H2S y CO2

CONCLUSION: Concluimos que los métodos más utilizados en la industria de la deshidratación de gas natural son: deshidratación por absorción con glicol y por absorción con desecantes sólidos, aunque la deshidratación por solido desecante es más costosa, es una alternativa cuando se desea remover a un mínimo el contenido de agua en el gas

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BIBLIOGRAFÍA: 

Marcías J. Martínez, Curso Básico de Deshidratación del Gas Natural (1990) CEPET-occidente. Venezuela.

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Fernando J, Domínguez J, Perugachi S, (2012). Métodos De Deshidratación Del Gas Natural. Ecuador. Tesina de grado: Guayaquil-ECUADOR. Escuela Superior Politécnica Del Litoral Facultad De Ingeniería Y Ciencias De La Tierra.

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Gayon J, (2008). Análisis De Selección De Tecnología Para La Deshidratación Del Gas Natural Proveniente Del Distrito Anaco. UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR (Decanato De Estudios De Posgrado, Especialización En Ingeniería Del Gas Natural)

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Gas Purification – Fifth edition – Arthur Kohl, Richard Nielsen

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Gas conditioning and Processing Volume 1: The Basic Principles – John Campbell



Guzmán C. (2000). Criterios para el Diseño Conceptual de Procesos de Deshidratación/desalación Electrostática.

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Martínez, J. (1998). Principios y aplicaciones en la Ingeniería del Gas Natural.



Salager J.L. (2001) Revista Técnica Intevep.

ANEXOS: Absorción: significa que el vapor de agua es extraído por un agente tal como el glicol y esto requiere de una reacción de los componentes Adsorción: significa que el vapor de agua es recogido de forma condensada en la superficie y quiere reacción química.

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