Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratacióny de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar el proceso de deshidratación son:

Justificación del Proceso de Deshidratación: El proceso de deshidratación del gas natural, esta justificado, debido fundamentalmente a:

a.- Evitar la formación de hidratos, en vista que estos componentes pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos.

La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógico sería establecer las normas para evitar la formación de hidratos, en vista que si estos se llegan a formar los problemas operaciones se incrementan, ya que los hidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que se puede aplicar para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, con los cuales se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente:

a.- Condiciones Primarias

1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del agua en el gas o en presencia de agua libre.

2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos

3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación, y

4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias:

1

1

1.- Altas velocidades de los fluidos

2.- Presiones pulsantes o inestables

3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación, y

4.- Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos

La Formación de Hidratos en el Gas Natural, ocurre fundamentalmente, porque la humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con los hidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de la fuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la Planta, se origina una importante disminución de temperatura como consecuencia de la brusca expansión del gas, provocando la formación de hidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especie de nieve en la instalación. Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcan fuertes caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos hidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son : Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas.

Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc.

La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. En la formación de hidrato de hace presente una reacción química, entre el agua, que se condensado, por aumentos en presión o disminuciones de la temperatura, con los hidrocarburos volátiles. Una vez formados los hidratos, no hay posibilidad de eliminarlos, y la única forma de es sacarlos de la tubería. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica, como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:

2

2

( )PFH PT ln0474,08606,057206,1 −=

(25)En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado. Para el problema planteado de deshidratación, y como la presión tiene un valor de 2000 lpca, lo que significa que la temperatura de formación de hidratos es:70,5 F

b.-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene, hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida, y que respondan al destino que, ha sido establecido para el gas. Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas, debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (5- 7 lb H20/ MM PCN. Aunque, el máximo contenido de agua del gas depende del tipo de clima, ya que en climas fríos la cantidad aceptada es 1-2 lb de H20/ MM PCN. La cantidad 5-7 lb de H20 /MM PCN, es válida para climas tropicales, con ello se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F. Lo que significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que se produzca condensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura a la cual se condensa el agua, a una presión previamente establecida

c.- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. Cuando el gas será utilizado en los procesos criogénicos. La norma válida para transportar gas por una tubería que es 7 lb H20/ MM PCN no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y será un impedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible en el gas debe de ser mucho menos.

d.- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería. Lo normal es que el ingeniero analice las condiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a la que se encuentren.

Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural La cantidad de agua que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo denominados Medidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no

3

3

hace la diferencia entre hidrocarburos líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura del gas natural incide en la cantidad de agua que pueda retener. Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención de agua disminuye, ya que no hay posibilidad de mantener el agua en forma de vapor.

Para determinar la cantidad de agua que pueda estar en forma de vapor junto al gas se utiliza la figura 13 (Denominada Gráfica de Mc Ketta- Webe), permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura

Figura 13 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe

Para utilizar la figura 13 se necesita conocer las condiciones de presión y temperatura de operación y, se busca la intersección de ambas líneas, y después se busca la cantidad de agua, que contiene el gas natural. El contenido de agua se expresa en libras de aguas por millón de pies cúbicos normales de gas La

4

4

cantidad de agua que se cuantifica de esta forma corresponde al gas el gas dulce Por ejemplo, si se quiere determinar la cantidad de agua que tiene el gas dulce a una temperatura de 100F y presión de 1000 lpca. Simplemente se busca la línea de la temperatura de 100F y se hace busca la intersección con la línea que representa el valor de la presión de 1000 lpca, y se encuentra que el gas contiene 80 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Lo que indica que el contenido de agua en este caso es 80 lb de agua/MMPCN, luego el gas tiene condiciones de gas hidratado, y por lo tanto para convertirlo en gas anhidro y que este dentro de la norma el gas debe de ser deshidratado, de tal forma que pueda ser comerciado, ya que el contenido de agua en el gas natural afecta sobre todo el contenido calorífico del gas, además de otros procesos, donde el agua afecto las condiciones operacionales.

Como el contenido de agua encontrado en estas condiciones corresponde al gas dulce. Si el gas natural que se esta analizando contiene gases ácidos, es necesario determinar el contenido de agua que pueden contener estos componentes, y con ello determinar el contenido total de agua en el gas. El contenido de agua que contiene, el C02 se presenta en la figura 14, mientras que la figura 15 representa el Contenido de agua en el H2S.

Figura 14 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural

En ambas figuras se determina el contenido de agua, en los gases ácidos, sin tener en cuenta la composición molar de los gases ácidos. Luego para determinar la cantidad total de agua en la mezcla de gas natural, se suman la cantidad de agua obtenida en la gráfica del gas dulce (figura 13) y la cantidad de agua que se

5

5

obtiene en las figuras 14 del C02 y 15 del H2S., para la obtención del contenido total de agua en el gas se utiliza la siguiente ecuación:

W(GA)= Y(HCS)(Wc(HCS)+Y(C02)(Wc(C02)+Y(H2S)(Wc(H2S) (26)Figura 15 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno

En donde: Wc(GA)= contenido de vapor de agua en la mezcla ácida; Y(HCS)= Fracción molar de los hidrocarburos en el gas dulce; (Wc(HCS)= Contenido de agua en el gas dulce; Y(C02)= Fracción molar del ( )20C en el gas Wc(C02) =

Contenido de agua en ( )20C Dióxido de Carbono puro; Y(H2S)= Fracción molar del sulfuro de hidrógeno en el gas natural y Wc(H2S)= Contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno puro. Esta fórmula permite determinar la cantidad de agua que se encuentra en un gas natural, incluido la cantidad de impurezas, que puede tener también alguna en su composición. La utilidad de la ecuación (26) es de gran importancia para determinar el contenido total de agua en el gas, y con ello poder planificar todos los procesos a los que tiene que ser sometido el gas natural, antes de poder ser utilizado.

Ejemplo ¿Cuál es el contenido de agua de una mezcla de gas que esta sometido a una presión de 2000 lpca y una temperatura de 120F, y que además contiene 3,50 % de H2S y 8,25% de C02?

Solución La figura 13 Indica que el contenido de agua en el gas dulce es de 86 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, mientras que la gráfica 14 señala que el contenido de agua en el Dióxido de Carbono es 90 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, y por último la gráfica 15 indica que el

6

6

contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno es 185 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, luego aplicando la fórmula (26), queda:

W(GA)=0,8825x86+0,0825x90+0,035x185=89,80 lb de agua /MM PCN. El contenido de agua en el gas dulce se puede determinar, también por la correlación de R Bukacek ,a partir de la presión del gas ,para ello se utiliza la siguiente ecuación:

W= A/ P(lpca) + B (lb/MM PCN) (27)

Las constantes A y B están tabuladas en función de la temperatura, luego en el Cuadro 3.

Para determinar el contenido de agua del problema anterior queda:

W(H20)=80400/2000+23,7 =63,9 lb H20/ MM PCN

Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural Existen varios métodos para deshidratar el gas natural .La selección de un proceso, dependerá fundamentalmente del grado de deshidratación necesario y d la evaluación económica del proceso seleccionado. Los procesos más conocidos son:

a.- Enfriamiento Directo El contenido de agua saturada en un gas decrece con el aumento de la presión o con una disminución de la temperatura. Por, lo tanto, gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por enfriamiento directo. Los gases sujetos a la compresión son normalmente enfriados antes de ir a la línea de distribución. Este proceso de enfriamiento puede remover agua del gas y es de naturaleza cíclica, ya que el fluido recibe calor del sistema a enfriar

El proceso de enfriamiento directo se lleva a cabo mediante el uso de refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos.Desde luego en este proceso de enfriamiento se puede remover agua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto, es porque el fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar. medio ambiente o se transmite a otro sistema, que actúa como receptor de esa energía calorífica. Cuando la energía calorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo. Los fluidos refrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano y Metano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquido que se acumula en los equipos. de enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efecto de Joule- Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de Joule- Thompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuando el gas es expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y Thompson ( )µ se define a través de la siguiente ecuación:

( )HPT ∂∂= /µ (28)

7

7

b.- Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener el El descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H) :Luego se puede concluir que Cuadro 3 Constantes de R. BukaceK

T(F) A B T(F) A B T(F) A B60 12200 5,77 62 13100 6,08 64 14000 6,4166 15000 6,74 68 16100 7,10 70 17200 7,1772 18500 7,85 74 19700 8,25 76 21100 8,6778 22500 9,11 80 24100 9,57 82 25700 10,0084 27400 10,50 86 29200 11,10 88 31100 11,6090 33200 12,20 92 35300 12,70 94 37500 13,3096 39900 14,00 98 42400 14,80 100 45100 15,30102 47900 16,0 104 50800 16,70 106 53900 17,50108 57100 18,30 110 60500 19,10 112 64100 20,0114 67900 20,9 116 71800 21,8 118 76000 22,70120 80400 23,70 122 84900 24,70 124 89700 25,6126 94700 26,9 128 100000 28,0 130 106000 29,10132 111000 30,30 134 117000 31,6 136 124000 32,90138 130000 34,20 140 137000 35,60 142 144000 37,0144 152000 38,50 146 160000 40,00 148 168000 41,60150 177000 43,20 152 186000 44,90 154 195000 46,60156 205000 48,40 158 215000 50,20 160 225000 52,10162 236000 54,10 164 248000 56,10 166 259000 58,20168 272000 60,30 170 285000 62,50 172 298000 64,80174 312000 67,10 176 326000 69,50 178 341000 72,00180 357000 74,80 182 372000 77,20 184 390000 79,90186 407000 82,70 188 425000 85,80 190 443000 88,40192 463000 91,40 194 483000 94,80 196 504000 97,70198 525000 101,00 200 547000 104,00 202 570000 118,00204 594000 111,00 206 619000 115,00 208 644000 119,00210 671000 122,00 212 690000 126,00 214 725000 130,00216 755400 134,00 218 785000 139,00 220 818000 143,00222 848000 148,00 224 881000 152,00 226 915000 157,00228 950000 162,00 230 987000 166,00 232 1020000 171,00234 1060000 177,00 236 1140000 187,00 240 1190000 192,00242 1230000 198,00 244 1270000 204,00 246 1320000 210,0248 1370000 216,00 250 1420000 222,00 252 1470000 229,00254 1520000 235,00 256 1570000 242,00 258 1630000 248,00260 1680000 255,00 280 2340000 333,00 300 3180000 430,00320 4260000 543,00 340 5610000 692,00 360 7270000 869,00380 9300000 1090,0 400 1170000

01360,0 420 1470000

01700,0

440 1810000 2130,0 460 2220000 2550,0

8

8

0 0

el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un gas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de al Conducción, Conversión y Radiación La Expansión del gas a una baja presión, como forma de enfriamiento se puede realizar a través de dos diferentes procesos:

1.- Expansión Isentálpica Este proceso se utiliza cuando se necesita aumentar la recuperación de líquidos de un gas húmedo proveniente del pozo, por lo general con alta presión. En el proceso en flujo de gas húmedo es pasado a través de una válvula expansora, donde la temperatura del gas disminuye, con ello se logra que una fracción de los componentes intermisos y pesados presentes en la mezcla de gas natural se condensen. Luego los líquidos condensados son retirados del flujo de gas usando, para ello un separador de baja presión. El gas frío y seco se utiliza para preenfriar la corriente de gas húmedo que alimenta el sistema.

2.- Expansión Isentrópica. Este proceso se produce cuando la corriente de gas húmedo pasa a través de un turboexpansor. En este caso disminuye, ocurre una disminución de la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo, el cual se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución de la temperatura, que la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza para recuperar líquidos del gas natural. Este es el principal principio de los procesos criogénicos. Es necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es un proceso de mucho más efectividad, pero los costos de instalación de equipos, son mucho mayores.

Transferencia de Calor: Este parámetro existe, siempre que hay una diferencia de temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayor temperatura a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de la termodinámica, esta energía transmitida se denomina calor. Las leyes de la termodinámica tratan de la transferencia de energía, pero siempre se refieren a sistemas que están en equilibrio, y solo pueden utilizarse para predecir la cantidad de energía requerida para cambiar un sistema de un estado de equilibrio a otro, por lo que no sirven para predecir la rapidez con que puedan producirse estos cambios. La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa los principios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando los métodos de análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de la transmisión del calor, además de los parámetros variables durante el proceso en función del tiempo

Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerar mecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación, además del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos de intercambio de calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos y sus fundamentos, así como de sus interacciones El calor puede transmitirse de tres maneras.

9

9

a.-Conducción de Calor Puesto que el calor es la energía de la actividad molecular, una forma simple de transferencia, será la comunicación directa de la energía molecular a través de una sustancia por medio de colisiones entre sus moléculas, esta forma de transferir el calor se denomina conducción Los metales son buenos conductores de electricidad, por tener electrones libres, y como estos electrones libres contribuyen poderosamente a la conducción del calor, lo que hace que los metales sean excelentes conductores de electricidad

b.- Convección de Calor. Esta es una forma de transmisión del calor de un lugar a otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor por convección de un cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con el cuerpo. Si el movimiento es provocado por las diferencias de densidad debidas a la diferencia de temperatura en las diferentes localidades del fluido, se conoce como convección natural. Si el movimiento del fluido es provocado por un agente externo como un ventilador, se denomina convección forzada. La transferencia de calor por corrientes de convección en un líquido o en un gas, está asociada con cambios de presión, debidos comúnmente a cambios locales de densidad. Un aumento de temperatura en un fluido va acompañado por un descenso de su densidad, lo que se puede utilizar para determinar el coeficiente de convección de calor.

c.- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferencia de calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante, similar en su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación es luminosa. En esta forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormes antes de ser absorbida por un cuerpo y transformada de nuevo en calo. La radiación es la transferencia de calor por radiación no requiere ningún medio material intermedio en el proceso. La energía se traslada desde la superficie del sol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en energía calorífica. La radiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de alta temperatura a un cuerpo de baja temperatura

Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas. El fundamento de este proceso es entre las reacciones químicas, que ocurren entre el agua y ciertas sustancias químicas. Lo que involucra, por lo general un proceso de alta efectividad, cuando se aplica a la deshidratación del gas natural. Pero, el proceso de regeneración de la sustancias puede convertirse en un proceso muy complejo. Y, desde luego le quita la posibilidad de utilizarlo a nivel industrial. Y convierte al proceso a condiciones de laboratorio, y se utiliza fundamentalmente para determinar el contenido de agua en el gas natural.

d.- -Deshidratación por Absorción. Este es uno de los procesos de mayor utilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:

10

10

1.- Alta afinidad pon el agua, y ser de bajo costo,

2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo,

3.-Estabilidad para regeneración4.- Viscosidad baja,

5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,

6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural

7.- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas. Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casos siguientes:

Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en los equipos permanentes del manejo de gas. Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas, todo esto es muy necesario tener en cuenta para hacer una evaluación de la efectividad del proceso de deshidratación de una mezcla de gas natural.

Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del gas natural son:

1.- Etilénglicol (EG) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 F

2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 F

3.- Trietilénglicol (TEG) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19 F

4.- Tetraetilénglico (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22 F.

Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los

11

11

procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F, todo provoca que el uso de los glicoles en el proceso de deshidratación de gas natural, sea de mucha importancia, ya que es un proceso, que puede ser de alta eficiencia, siempre y cuando el proceso de maneje, dentro de los parámetros operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente.Los factores que influyen en la selección del glicol son:

a.- Bajo costo: El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca que sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria.

b.- Viscosidad, un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace que los fluidos fluyan con dificultad. Luego se requiere conocer la concentración del glicol y la temperatura del trabajo del equipo deshidratador.

c.- Reducción del Punto de Rocío (RDR). En el momento en que el glicol absorbe agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Este proceso el Descenso del Punto de Rocío (DPR).La reducción del (DPR) es influenciada por. La tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto glicol /gas en el tope del absorbedor, eficiencia de contacto del glicol pobre. Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 F y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 F. Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54F. Pero, esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P. En la (RDR), el agua pase antes a la fase líquida y el glicol simplemente la atrapa.

EL (DPR) es en 90 F, mientras que si se utiliza (DEG) es 84F. Luego estas observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera seleccionar el tipo de glicol más apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que se va a deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta 65F, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto de Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth:

)100(

0,2335

WM

xWdTr −

==∆ (29)

Donde: (d)= descenso del punto de rocío; (M)= peso molecular y (W)= concentración del glicol en la fase líquida en la relación %P/P. Este es un parámetro de gran importancia, ya que para que el proceso de deshidratación sea efectivo la concentración del glicol debe de ser alta.

d.- Solubilidad del Glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además se puede demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del TEG es de quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 F, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta.

12

12

e Presión de Vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación. Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor se hace más alta. Para determinar las pérdidas por evaporización se utiliza la siguiente fórmula:

Pérdidas = 6101

7,14

492

492

379760xx

PT

Mx

PV

+

(30)

Donde: (PV) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol ;(T)= temperatura de operación en F y (P)= presión de operación en lpcm.

Factores de Deterioro del Glicol Los principales factores de deterioro son:

a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol se produce por la presencia de los gases ácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas. El uso de estas sustancias se fundamenta en que:

b.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua, y en ella hay que tener en cuenta lo siguiente:

1.- Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio

2.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el horno y se puede reutilizar

c.- Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar sales de los pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, esto también produce problemas operaciones al proceso de deshidratación.

d.- Formación de Espumas. Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del proceso de deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica, se considera que es mecánica, cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta en 20 libras y el glicol removido del sistema no forma espuma. La formación de espuma del tipo mecánico produce turbulencia. Es decir altas velocidades del gas a través del absorbedor. El otro tipo de espuma es de

13

13

tipo químico. El espumaje tipo químico se puede detectar batiendo el glicol en una botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico. Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. Los hidrocarburos pueden entrar al sistema de glicol si el separador de entrada esta dañado, como también si se permite que la temperatura del glicol pobre este por debajo de la temperatura de entrada del gas al separador, con lo cual se condensan los hidrocarburos pesados en la unidad.

En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre la verdadera causa de la formación de espumas.

e.- Absorción de Hidrocarburos. Si el punto de rocío de los hidrocarburos es alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de aromáticos.

f.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol. Esto permite conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol- agua.

Pasos de un Proceso de Deshidratación con Glicol En Etilenoglicol y el Dietilenoglicol se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas en procesos de refrigeración y expansión, pero hay que tener en cuenta que no pueden utilizarse a temperatura menores a 20F. El proceso de deshidratación con glicol, no se puede realizar hasta el final, cuando el gas deshidratado debe de ir a los procesos criogénicos, ya que aquí el contenido de agua debe de ser mucho menor, en cantidades no mayores a los 10 ppm. En la figura 16 se presenta una Típica Planta de Deshidratación con Glicol.

Figura 16 Unidad de Deshidratación con TEG

14

14

En la figura 16 se observa, que el gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un depurador, entra por en fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de al torre en contracorriente al glicol que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual hace posible que el glicol absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco, sale por el tope de la torre y pasa a través de un separador, en donde se separan las gotas de glicol que pueda contener el gas. El glicol húmedo abandona la torre por el fondo.

Es de hacer notar que el glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan y se envían al quemador del rehervidos. En general, se puede señalar que la eficiencia de un proceso de deshidratación con glicol depende principalmente de las siguientes variables: a.- La Concentración del Glicol La cantidad de glicol en la torre de absorción es una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador.

b.- La Tasa de Flujo del Glicol. Las plantas de glicol por lo general utilizan una tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG / lb de agua extraída.

c.- El Número de Platos. Este parámetro y la concentración del glicol son variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de

15

15

circulación, entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración del glicol.

Principales Equipos de una Planta de Deshidratación

a.-Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibrios dinámicos.

b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente directa o indirecta.

c.- Filtros En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz

d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan

e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de un aparato para determinar la temperatura del glicol pobre.

En la zona de Orocual República Bolivariana de Venezuela, existe una planta deshidratadora de gas. El gas llega a la estación a una presión de 1300 (lpcm). La función de la planta deshidratadora es extraer el agua de la corriente de gas, que entra a la planta para dejarlo dentro de la Norma ( ( )MMPCNDlbH /07 2 . El gas deshidratado es utilizar para recuperación secundaria, así como su transferencia hacia la zona industrial de Maturín, donde es utilizado como fuente energética. Parte del gas es enviado también al Centro de Acondicionamiento de gas, en el Complejo Jusepín, Estado Monagas. En la figura 17 se muestra un esquema de la Planta Deshidratadora de Gas de Orocual.

Figura 17 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual

16

16

La figura 17 representa en esquema del proceso de deshidratación de gas natural. con Trietilenglicol El Trietilenglicol tiene una concentración mayor al 99% P/P. Lo que indica que su contenido de agua es menor al 1% de agua. La concentración del componente deshidratador es de mucha importancia, para la eficiencia del proceso. La deshidratación se inicia con la entrada del gas húmedo por la parte inferior de la torre contactora, donde ocurre la separación del agua del gas. La corriente de gas húmedo, después de incesar a la torre contactora fluye hacia los niveles superiores de la torre, donde entra en contacto con el glicol, el cual absorbe el agua. El gas una vez seco sale de la torre pasa por un intercambiador de calor gas/glicol y sale hacia el cabezal de segregación y distribución.

Deshidratación del Gas Natural por Adsorción Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas de la superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son atraídas, por las moléculas de la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida El proceso de adsorción puede ser físico o químico

17

17

a.- Adsorción Química En este caso los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural

b.- Adsorción Física Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia de masa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción física requiere del uso de un material adsorbente, que debe de tener las siguientes características. La adsorción física se considera que es un proceso reversible, mientras que la química es irreversible, esto es de gran utilidad, ya que aplicando calor a la adsorción física se pueden recuperar los parámetros, proceso que se denomina Deserción Térmica.

Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán removidos del fluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, mantener al resistencia mecánica.

Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.

a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos. El proceso de deshidratación del gas natural, con el uso de tamices moleculares no es más que la fijación del vapor de agua a la superficie del cuerpo sólido, es decir remover el vapor de agua de la corriente de gas por medio del contacto con una superficie sólida, las moléculas de agua son atrapadas en la superficie debido a las fuerzas intermoleculares

b.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio ( )320Al . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables en los puntos de rocío de hasta

18

18

menos cien grados (-100F). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica

c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio ( )20Si y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos.

d.- Carbón Activado El carbón activa es un producto tratado y activado químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural, tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural, al utilizar este componentes hay que tener cierto cuidado, ya que al parecer tiene problemas ambientales, que hay que controlar.

Ejemplo de un Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción. En este proceso el fluido al secarse es pasado a través de una torre empacada. Tal como se muestra en la figura 18

La figura 18 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural por adsorción En figura 18 se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, en la otra se regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope de la torre de adsorción En el fondo se obtiene gas seco. El gas que deja la torre de regeneración se enfría y se le hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos

Problemas Operaciones en el proceso de Deshidratación del Gas Natural a Través de la Adsorción con Tamices Moleculares: Los tapones de agua dañan en cierto grado los tamices moleculares, para evitar estos tapones se debe utilizar un separador a la entrada de la planta, antes del absorbedoer. También hay que tener en cuenta que los cambios bruscos en la presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos de lecho debido al calentamiento y enfriamiento pueden causar compactación del empaque desecante, estos problemas pueden evitarse con un buen diseño mecánico Figura 18 Unidad de Deshidratación por Adsorción

19

19

El problema más común para los lechos es la contaminación del tamiz con hidrocarburos pesados, para evitarlo deben de utilizarse filtros o lechos de bauxita aguas arriba del absorberdor, de tal forma de poder mantener el proceso con una alta eficiencia, y que además no se vean involucrados otros procesos.

Componentes Utilizados en un Proceso de Deshidratación del Gas Natural con TEG Para el diseño de una planta de deshidratación, hay que tener en cuenta que la eficiencia de este proceso, esta muy relacionada con los cálculos necesarios que se deben de utilizar:

a.- Torre de Absorción. Para el diseño se tienen los siguientes datos:Caudal del Gas a Tratar ( )MMPCND40=ϑGravedad específica del gas al aire ( )67,0=Gγ

Presión de operación de la torre ( )lpcaPop 800=

Contenido de agua en el gas a tratar ( )MMPCNlbHCWE /046,81 2=

El contenido de agua en el gas de alimentación se puede determinar en forma gráfica o a través de la correlación de BukaceK. En este caso se determina el contenido de agua en el gas dulce (WCAGD)

=+=

PCNMM

lbHWCAGD

03,777,23

1500

80400 2

20

20

Los gráficos 14 y 15 indicar que el C02 contiene 96

PCNMM

lbdeH 02 , mientras que el

H2S contiene 220

PCNMM

lbH 02 , luego el contenido de agua en el gas total es:

WCAGT=77,3x0,889+96x0,0935+220x0,0175= 81,46 (lb de H20/ MM PCN. Luego el porcentaje molar del agua en el gas de alimentación es:

%Molar de H20 en el gas=

%17,01717,0)0(016,18)()(101

100))((63,379046,81

26

2 ≈=lbdeHxlbmolxPCNx

xlbmolPCNxlbdeH

Contenido de agua requerida a la salida de la planta ( )MMPCNlbHCWS /07 2= Concentración del TEG que entra a la torre de absorción es 99,5%P/P. La pureza de este material es algo que siempre hay que tratar de controlar, ya que eso depende en gran forma la eficiencia del proceso.

b.- Temperatura de Operación de la Torre se Absorción. Este parámetro se determina en forma gráfica para ello se utiliza la cantidad de agua a la entrada y la presión de operación, con lo cual se obtiene la temperatura de saturación del gas( )FTSG 5,111= . Este valor es aproximadamente igual a la temperatura de operación de la torre de absorción. Se asume que el diseño de la torre, será con platos, luego la corrección para la temperatura es de 0,991, lo que indica que la temperatura de operación es

FxTT SGop 5,110991,05,111 ===

c.-. Gravedad Específica del Gas. Este parámetro se corrige, en tablas donde se obtiene que el factor de corrección para el valor de 0,67 es 1,024, luego el valor es:

6861,0024,167,0 == xGγd.- Construcción de la línea de Operación. Para el diseño de este parámetro se necesita: definir los siguientes aspectos:

=2V Flujo másico de Gas Húmedo que entra a la torre de absorción en (lb/día) =

=

)07,2094283

)()(63,379)(

)(97,286861,0)()(104 7

día

lb

lbmolxPCNxdía

lbxxlbmolxPCNx

=′V Flujo Másico de gas seco (lb/día)= Este flujo másico de gas seco es igual al flujo másico de gas saturado con agua que entra a la torre de absorción menos el flujo de agua que viaja en la fase de vapor con el gas, este parámetro hay que tener bien en cuenta para los cálculos, luego se tiene que:

21

21

(mH20 en V2)= 40xCWE MMPCN=

MMPCN

lbH 046,81 2 x40 MMPCND = 3258,4

día

lbH 02

−=′ 2VV (mH20 en V2)=2094283,07-3258,4= 2091024,67

día

lb

=2Y Relación de peso, del agua al gas seco, que entra a la torre de absorción, en(lb de agua /lb de gas seco)= m H20 en V2/V ′ =

= =))(sec(67,2094024

))(0(4,3258 2

díaolbgas

díalbH

−

olbgas

lbHx

sec

010556,1 23

=1V Flujo Másico de gas tratado que sale de la torre de absorción, en (lb/día)=

V2-(m H20 absorbida)=2094283,07

día

lb-(3258,4-7x40)

día

lb=2091304,67

día

lb

=1Y Relación de peso del agua al gas seco que sale en el gas tratado, en lbH20/lb de gas seco = (mH20 en V1)/(m de gas seco)=

= −

olbgas

lbHx

olbgasdía

díaxlbHx

sec

0103371,1

)sec(67,2094024)(

)()0(407 242

=1L Flujo másico de la solución TEG regenerada que entra a la torre de absorción en (lb/día)

=2L Flujo Másico de la solución TEF que sale de al torre de absorción, en (lb/día)

=1X Relación de peso del agua al TEG puro que entra a la torre de Absorción en ( lb de agua/lb TEG).

=2X Relación de peso del agua al TEG puro que sale de la torre de absorción en lb de agua/lb TEG

=′L Flujo Másico del TEG puro (lb/día)

En forma gráfica utilizando la cantidad de agua a la salida de la torre

=MMPCN

lbHCWS

07 2 y la presión de operación se obtiene la temperatura a la cual el

gas natural y el agua estén en equilibrio, que en este caso es 28F. Con este valor y la temperatura de operación de al torre de absorción, se obtiene en forma gráfica

22

22

la concentración del TEG en % P/P del TEG a la salida de la torre, la cual en este caso es 98%P/P. El balance total de masa en la torre de absorción es:

( ) 1122

2112

LVVL

LVLV

+−=+=+

El balance de TEG puro en la torre de absorción es:

(%TEG en L1) x =1L (%TEG en L2) 2xL

( ) ( ) ( )98,098,0995,0 21 == LL [ ]1)4,2978( L+ .

=día

lbL 8,1956881 ;

=día

lbL 2,1986672

La cantidad de TEG puro que entra a la corriente de la solución Agua- Glicol que entra a la torre de absorción es:

=′L (%TEG en L1)xL1=(0,995x195688,8=194710,36

día

lb

La tasa de agua en la corriente de solución Agua- Glicol que entra a la torre de absorción es:

(mH20 en L1)=[1-(%TEG en L1]L1= [ ]

=−día

lb44,9788,195688)995,0(1

Luego se obtiene que:

=

=

= −

día

lbx

mTEGenL

enLmHX 3

1

121 10025,5

36,194710

44,9780

La tasa agua la corriente de solución Agua- Glicol que sale de la torre de absorción es:

(mH20 en L2)L2=[1-(%TEG en L2]L2= [ ]

=−día

lbx 34,39732,198667)98,0(1

=

=

= −

lbTEG

lbHx

mTEGenL

enLmHX

010041,2

36,194710

34,39730 22

2

222

Después de haber realizados todos los cálculos necesarios para el diseño de la torre de absorción, para el diseño se necesita determinar lo siguiente parámetros que juegan un importante papel, por lo tanto hay que tener bien claro, para utilizarlo en forma adecuada y correcta, y que no provoque problemas operacionales:

23

23

a.- Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor (Y). La curva de equilibrio se obtiene de graficar la relación de peso del agua al gas seco (Y), en función de la relación del agua al TEG puro(X)

b.- Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción. Este cálculo se realiza en forma gráfica

c.- Determinación del Diámetro de la Torre de Absorción. En este caso es necesario calcular las áreas de flujo correspondiente al líquido y gas, como también la velocidad del líquido, área correspondiente al gas, también la velocidad de la fase gaseosa.

d.- Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la Torre de Absorción

e.- Diseño del Regenerador. Para el diseño del Regenerador se necesita definir los siguientes parámetros: =ERL Flujo másico de la solución de TEG que viene de la torre de absorción y entra a la torre de regeneración en (lb/día). El valor de

=ERL al flujo másico del TEG que abandona la torre de absorción, es decir

==día

lbLLER 2,1986672

=SRL Flujo másico de la solución de TEG que sale de al torre de regeneración en lb/día

=ERV Flujo Másico de vapor de agua y gas de burbujeo que sale del rehervidor y entra a la torre de regeneración, en lb/día.

=SRV Flujo Másico de vapor de agua, gas de burbujeo y TEG(perdido), que sale de la torre de regeneración, en lb/día: Este flujo másico que sale de la torre de regeneración es igual:

=SRV (mH20 en SRV )+(mTEg perdido)+(mgas de burbujeo). La concentración de la solución del TEG a la salida de una unidad de regeneración depende de la eficiencia de despojamiento del agua que se tenga en esa solución, los datos indican que por lo general se utilizan 10 PCN/gal de TEG como gas de burbujeo

=1L Flujo Másico de la solución de TEG regenerada que sale del rehervidor y es enviado a la torre de absorción, en lb/día

Q= Calor total cedido en el Rehervidos para evaporar el agua en exceso contenida en TEG , en (TBU/hora). Este parámetro se determina a partir de la fórmula siguiente:

24

24

)()0( 2 TEGQHQQ += , y desde luego se puede determinar el calor del agua y del TEG, y con ello se determina el calor total. En vista que el calor cedido al agua es igual al calor sensible necesario para obtener agua saturada más el calor latente necesario para evaporar el agua, hasta lograr vapor saturado

Principales Equipos Utilizados en una Planta de Deshidratación con Glicoles

a.-Absorbedor de Glicol. Es una torre donde el gas cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado,

b.- Válvulas de Expansión. En vista que, por lo general el glicol en el horno se encuentra a presión atmosférica y en absorbedor existe alta presión, se debe de utilizar una válvula para lograr controlar los siguientes aspectos, que son la caída de presión y el control del nivel de glicol en el absorbedor

c.- Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos. Es equipo se encarga de la separación del gas y el condensado que arrastra el glicol desde al absorbedor

d.- Filtros. Estos equipos sirven para separar las impurezas

e.- Intercambiadores. En este aparato el glicol rico a temperatura ambiente es utilizado para enfriar el glicol pobre que viene del horno. Para que este proceso ocurra se utilizan intercambiadores de tubo y carcasa. El glicol rico se puede calentar hasta una temperatura de 300F, mientras que el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 F.

f.- Regenerador. La parte principal de este aparato se encuentra en el horno. El regenerador puede calentarse con vapores de agua, con aceite de calentamiento o fuego directo.

El papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia, en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de ahorrar energía. Luego se desea obtener un equipo, que optimice el proceso, y por lo tanto pueda ahorrar energía, en la realización del proceso con una alta eficiencia. La optimización del proceso, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento energético del sistema. En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los intercambiadores de carcasa y tubos, y su función consiste en evaluar el coeficiente global de calor entre las dos corrientes fluidas.

Utilidad de los Diagramas de Fases en el Proceso de Deshidratación del Gas Natural: Los diagramas de fases permiten comparar las condiciones extremas del gas que pudiera una planta de deshidratación, esto debe de advertir al ingeniero

25

25

de proceso sobre los valores de presión y temperatura, con los cuales se debe de operar. El estudio de fases le permite al ingeniero saber la composición y las cantidades de las fases en equilibrio a una presión y temperatura determinada, caracterizando de esa manera la muestra de gas que va a entrar a una planta de deshidratación y con que cantidad de agua entra el gas. En el proceso de deshidratación de gas natural, tiene una gran aplicabilidad los diagramas de fases binarios, como por ejemplo los diagramas de fases Glicol- Agua. En la figura 19 se presenta un diagrama de Fase para el TEG- Agua

Figura 19 Diagrama de Fase TEG-Agua

En la figura 19 se observa la línea envolvente del punto de rocío, más arriba de esa línea solo debe de existir vapor. Entre la línea envolvente del punto de rocío yPunto de burbujeo se encuentra la región de dos fases (líquido- Vapor), y más debajo de la línea del punto de burbujeo, solo debe de existir líquido. Estos diagramas se representan a la presión atmosférica. Si se trabaja a la presión atmosférica con una concentración de 95 %P/P de TEG y la temperatura es de 200 F, luego según el diagrama de fase la solución debe de encontrarse en la fase líquida, ya que estaría más abajo del punto de burbujeo. Ahora si la condición de concentración es la misma y el valor de presión se mantiene constante, mientras que la temperatura es 250F, luego en este caso se debe de encontrar en la región bifásica, y de la misma forma se aumenta la temperatura hasta 550F, ahora el proceso se encontraría en estado de vapor. Los diagramas de fases se sustentan en la ecuación de la Regla de las fases..

26

26

Problema de Deshidratación. Una mezcla de gas natural de 85 MMPCND, y tiene una temperatura y presión de operación de 120 F y 1250 lpca, respectivamente y esta conformado por los siguientes componentes:

Componente %molar sin agua PM)lb/lbmol)C1 82,15 16,043 PM sin Agua)=20,4027C2 1,52 30,070C3 0,96 44,097 7043,0=γC4 0,71 58,123C5 0,55 72,150C02 9,56 44,010H2S 0,80 34,084N2 3,75 28,013Total 100

%9482,0)0(016,18))((101

100))((6,379)0(450)0%(

26

22 ==

lbHxlbmolPCNx

xlbmolPCNxlbHH

Componente %molar Con agua PM con agua=20,2453C1 81,3784C2 1,5057 6988,0=γC3 0,9510C4 0,7033C5 0,5448C02 9,5547H2S 0,7925N2 3,7148H20 0,9482Total 100

Agua que debe de ser removida de la corriente de gas ( )W∆

( )W∆ = 450-7 = 443 lb de H20/MMPCN. Esto significa que para el caudal total en lbmol/hora es:

==hora

lbmol

lbHxhoraxPCNx

lbmolPCNxxlbHHW 14,1967

)0(016,18)(24)(101

))((108)0(443)0(

26

72

2

El caudal de flujo molar (n) es:

==

hora

lbmol

horaxPCNxdía

díalbmolPCNx

hora

lbmoln 1732,8781

)(24)(6,379)(

))()((108 7

Para deshidratar el gas tiene que quedar un máximo de 7 lb de H20/MMPCN, luego:

27

27

%0147,0)0(016,18))((101

100)()(6,379)0(7)0%(

262

2 ==lbHxlbmolPCNx

lbmolxPCNxlbHH

28

28