Cap 3 Deshidratacion Del GN (1)

CAPTULO 3

DESHIDRATACIN DEL GAS NATURAL3.1 IntroduccinTodo gas natural de produccin est totalmente saturado con agua en su fase de vapor, porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Adems generalmente el gas contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas tales como aminas, carbonato de potasio, etc., que saturan el gas con agua. A fin de remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por las siguientes razones:

1. Evitar formacin de hidratos.2. Cumplir con especificaciones como gas de venta.3. Minimizar corrosin.

Para disear un sistema de deshidratacin se requiere informacin preliminar tal como presin, temperatura, composicin y rata de flujo de gas. Normalmente el gas est saturado cuando llega a la planta o cuando sale de una unidad de endulzamiento. Sin embargo, por lo regular la composicin de entrada se suministra en base seca; por lo tanto, el contenido de agua del gas hmedo de entrada debe ser determinado. Adems, con base en la composicin hmeda, debe determinarse la temperatura de hidrato a una presin dada, a fin de que el gas pueda ser deshidratado lo suficiente para evitar la formacin de hidratos y cumplir con la especificacin de contenido de agua. La cantidad de agua a ser removida del gas hmedo o el contenido de agua en el gas seco, depende de cul de las razones 1 o 2 sea la que controla. En cualquier caso, se establece el contenido de agua en el gas seco que sale, o el correspondiente punto de roco por agua.

3.2 Contenido De Agua En El Gas NaturalEl contenido de agua de una corriente de gas saturado, se puede determinar bien sea en forma manual o usando un programa de computador para simulacin de procesos. El mtodo manual que ms frecuentemente se usa en la industria del gas natural es el uso de la carta de contenido de agua de Mcketta y Wehe, que corresponde a la Fig. 20-3 del GPSA. Sin embargo, esta carta publicada en 1,958 con base en los datos experimentales disponibles por ese tiempo, est limitada a gases dulces y no debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores de 5% mol (H2S y/o CO2). Tanto el H2S como el CO2 contienen ms agua a saturacin que el metano o mezclas de gas natural dulce, particularmente a presiones por encima de 700 psia a temperatura ambiente; por lo tanto, a presiones por encuna de 700 psia, se debe hacer correccin por H2S y CO2. Estas correcciones son significativamente ms necesarias a ms altas concentraciones y presiones.

Para la carta de la Fig. 20-3 del GPSA la correccin por gravedad de gas no debe usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por el efecto de ciertos hidrocarburos no siempre es adecuada, especialmente en la prediccin de contenido de agua a presiones por encima de 1,500 psia. La lnea para formacin de hidratos es aproximada y no debe usarse para predecir condiciones de formacin de hidratos.El GPSA tiene dos mtodos simples para determinar el contenido de agua de gases agrios. Sin embargo, el primer mtodo que consiste en un promedio aditivo de la fraccin mol correspondiente a los contenidos de agua en los constituyentes dulce y agrio, no es consistente y por lo tanto es inseguro. Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas cido por debajo de 40%, mediante el uso de la siguiente ecuacin y las Figs. 20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.W = yHC whc + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S Ec. 3-1

Ntese que las Figs. 20-8 y 20-9 del GPSA suministran valores para el trmino contenido de agua "efectivo" de CO2 y H2S en mezcla de gas natural, el cual debe usarse solamente en la Ec. 3-1. Estos no son contenidos de agua para CO2 y H2S puros.

El segundo mtodo del GPSA que se basa en el uso de las Figs. 20-10 y 20-11 es ms seguro, pero tiene una aplicacin limitada a 6,000 psia y requiere interpolacin para determinada presin entre las dadas en las cartas. Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentracin "equivalente" de H2S. Para propsitos de este mtodo, se asume que el CO2 contribuye con el 75% del agua en la mezcla gaseosa, sobre una base molar como H2S. Los siguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar el uso de las figuras y los mtodos anteriormente descritos.Ejemplo 3-1

Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 F y 1,000 psia.

a. Si el gas tiene un peso molecular de 26 Lb/lbmol. b. Si el gas est en equilibrio con una salmuera al 3 %.Solucin: a. De la Fig. 3-1 (@ 150 F y 1,000 psia), W = 220 Lb/ MMscf

y para PM = 26(@ 150 F),

Cg = 0.98

W = 0.98(220) = 216 lb/MMscf b. De la Fig. 3-1 (@ salmuera al 3 %),

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

Ejemplo 3-2

Determinar el contenido de agua saturada de una mezcla 80% CH4 - 20% CO2 a 160 F y 2,000 psia. El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lb/MMscf.

Mtodo Uno De la Fig. 3-1 (@ 160 F y 2,000 psia), WHC = 167 lb/MMscf De la Fig. 3-2 (@ 160 F y 2,000 psia), WCO2 = 240 lb/MMscf

De la Ec. 3-1,

W = yHC WHC + yCO2 WCO2 + yH2S WH2S W = 0.80(167) + 0.20(240) W = 182 lb/MMscf

Fig 3-1 Contenido de Agua Mtodo de Mcketta

Fig. 3-2 contenido efectivo de agua para el co2 en mezclas de gas natural

Mtodo Dos

Convertir la composicin de CO2 a una concentracin "equivalente" de H2S, yH2S (pseudo):

yH2S (pseudo) = 0.75(yCO2) = 0.75(0.20) = 0.15

De la Fig. 3-3 (@ 160 F y 15 % H2S) y con H2O= 350 lb/bbl :

W = 0.49 bbl/MMscf * 350 lb/bblW = 172 lb/MMscf (igual al experimental)Recientemente Wichert and Wichert desarrollaron un mtodo simple para el clculo de contenido de agua en gas agrio hasta con un 55 % de H2S "equivalente". El mtodo aplica hasta 200 C (393 F) y 100 MPa (14,500 psia). Con base en pruebas del mtodo hechas por los autores, los resultados tienen una precisin de 5 -10 %. En la Fig. 3-4 se presenta la carta utilizada para este mtodo, en combinacin con la Fig. 20-3 del GPSA. El siguiente ejemplo ilustra el uso de este mtodo para estimar el contenido de vapor de agua en un gas natural agrio.

Ejemplo 3-3

Calcular el contenido de agua en equilibrio para un gas agrio que contiene 45% mol de CH4, 15% mol de H2S y 40% mol de CO2, a 100 F y 2,000 psia.Solucin:De la Fig. 3-1 (@ 100 F y 2,000 psia), W(gas dulce) = 39 lb/MMscfCalcular el H2S equivalente,

H2S(equiv.) = 15(H2S) + 0.75(40(CO2))

H2S(equiv.) = 45 %

Fig. 3.3 Contenido de gases cidos hasta 2000 Lpca

Fig. 3-4 water content ratio chart for sour natural gas

De la Fig. 3-4 (@ 100 F, 45 % H2S equiv. y 2,000 psia),Relacin cont. agua = 2.08

Calcular W(gas agrio),

W(gas agrio) = 2.08 * 39 = 81.12 lb/MMscf

Otro mtodo para estimar el contenido de agua en gases dulces o agrios es el de Campbell. Este mtodo est desarrollado sobre una base terica y aparentemente es confiable; sin embargo, no muestra datos de prueba.

El contenido de agua saturada de una corriente puede tambin ser determinado usando un programa de computador de simulacin de procesos. En este caso se adiciona agua a la corriente de gas hasta que una pequea fraccin en fase lquida aparezca. La precisin de los clculos por simulacin depende de lo bien que la base termodinmica modele el sistema, normalmente se utilizan ecuaciones de estado. Con base en comparaciones recientes de datos experimentales para gas cido, el contenido de agua que se predice es razonablemente bueno hasta 800 psig, por encima de dicho valor, los modelos de estado en simuladores comerciales sobrepredicen sustancialmente el contenido de agua.

El manejo del contenido de agua en gas cido es un tema muy complejo. Los datos y mtodos presentados en el GPSA no deben ser usados para diseo final. Las Figs. 20-4, 20-5, 20-6 y. 20-7 se basan en datos experimentales. Una determinacin precisa de contenido de agua requiere un estudio cuidadoso tanto terico como con datos experimentales. En muchos casos datos experimentales adicionales son la mejor forma para verificar valores predichos. An las ms sofisticadas ecuaciones de estado (EOS) pueden dar resultados de confiabilidad cuestionable.

Medicin del Contenido d AguaExisten varios instrumentos a nivel comercial basados.... en diferentes principios para medir el contenido de agua en el gas; sin embargo, medir contenidos de agua menores de 20 ppm, w (partes por milln en peso) o puntos de roco menores de -40 F es muy difcil. Para mayores referencias ver el Cap 2 del Tomo I, donde se muestran los mtodos de Campbell y Bukacek.3.3 Hidratos de gas naturalEl hidrato es un slido complejo cristalino estable, con apariencia de hielo pero posee una estructura diferente. Se forma en sistemas de gas o de lquidos recuperados del gas natural (NGL), cuando el gas o el lquido est en o por debajo del punto de roco del agua, normalmente cuando hay presencia de agua lquida sin embargo; no necesariamente tiene que darse esta condicin, pues una vez que el gas este saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor a slido sin formar lquido. La temperatura de formacin de hidrato a una presin dada depende de la composicin del gas.

Tradicionalmente se han reconocido dos estructuras cristalinas para los hidratos que se forman con el gas natural llamadas simplemente Estructura I y II; en las cuales las molculas de agua forman el enrejado, y los hidrocarburos, el N2, CO2, y H2S ocupan las cavidades. Las molculas ms pequeas (CH4, C2H6, CO2 y H2S) estabilizan formando un cuerpo cbico centrado llamado Estructura I, y las molculas ms grandes (C3H8, i-C4H10, n-C4H10) forman un enrejado tipo diamante llamado Estructura II.

Las molculas ms grandes que el n-C4H10 no forman hidratos de Estructuras I y II; sin embargo, estudios recientes indican que algunas isoparafinas y cicloalcanos ms grandes que el pentano forman hidratos de Estructura H.

Cuando se forman hidratos stos tienden a bloquear tuberas, equipos e instrumentos, restringiendo o interrumpiendo el flujo. En tomas de presin de medidores e indicadores, producen falsas lecturas de presin y errores de medicin. Una vez que se forman los hidratos su remocin es bastante difcil.

Fig. 3-5 Formacin de hidratos de metano. Contenido de Agua en la Regin de HidratoLa Fig. 20-3 del GPSA se basa en el supuesto de que la fase de agua condensada es un lquido. Sin embargo, a temperaturas por debajo de la temperatura de hidrato del gas, la fase condensada ser un slido (hidrato). El contenido de agua de un gas en equilibrio con un hidrato, ser menor que en equilibrio con un liquido metaestable. Esto se conoce como la zona de advertencia Warning en la Fig. 20-3 del GPSA. (zona de lneas punteadas).La formacin de hidratos es un proceso dependiente del tiempo. La rata a la cual se forman los cristales de hidrato depende de varios factores que incluyen, composicin del gas, presencia de sitios nucleares de cristales en la fase lquida, grado de agitacin, etc. Durante esta transicin (perodo de formacin del hidrato), el agua lquida presente se denomina liquido metaestable. Agua metaestable es agua lquida la cual, en equilibrio existir como un hidrato. En la Fig. 20-13 se muestra el contenido de agua de un gas en equilibrio con el hidrato y se compara con el contenido de agua metaestable. El contenido de agua para gases en la regin de hidrato es fuertemente dependiente de la composicin, luego la Fig. 20-13 no debe extrapolarse para otras composiciones.

Cuando se disean sistemas de deshidratacin (particularmente con TEG) para cumplir con especificaciones drsticas de bajos puntos de roco de agua, se requiere determinar el contenido de agua del gas en equilibrio con un hidrato usando una correlacin como la que se presenta en la Fig. 20-13. Si se usa una correlacin metaestable, se puede sobreestimar el contenido de agua saturada del gas a la especificacin de punto de roco, y como resultado se puede llegar a un diseo que no puede alcanzar la remocin de agua requerida.3.4 Prediccin De Condiciones Para La Formacin De HidratosLas condiciones para formacin de hidrato pueden tambin ser calculadas en forma manual o usando un programa de computador para simulacin de procesos. Los clculos manuales pueden hacerse con base en los mtodos del GPSA mediante el uso de cartas o siguiendo un procedimiento de clculo de equilibrio vapor/slido.

En forma similar a como se hizo en los clculos para contenido de agua en el gas, los clculos manuales para predecir la formacin de hidratos deben ser ajustados para gases agrios. Baille & Wichert desarrollaron una carta para estimar las condiciones de formacin de hidratos en gas natural agrio, la cual puede tambin usarse en gas dulce. Esta carta corresponde a la Fig. 20-27 del GPSA.

Con reconocidos programas de computador para simulacin de procesos, es posible estimar buenas condiciones para formacin de hidratos con desviaciones de alrededor de 2 F. Generalmente estos programas se pueden usar en forma confiable para diseo, especialmente, cuando el sistema, es complicado; como el caso de formacin de hidratos sin que se tenga agua libre condensada del gas, donde se requiere un modelo de clculo termodinmico riguroso.

Con las Figs. 20-15 a 20-17 se pueden hacer aproximaciones a las condiciones de formacin de hidratos, pero se producen errores significativos para composiciones diferentes a las usadas para construir dichas cartas, porque las condiciones a las cuales se forman los hidratos se afectan fuertemente por la composicin del gas. Los siguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar su uso.

Ejemplo 3-4 Encontrar la presin de formacin de hidrato para el siguiente gas a 50 F para el siguiente gas.ComponenteFraccin molPMlb/lbmol

Cl0.78416.04312.58

C20.06030.0701.80

C30.03644.0971.59

IC40.00558.1240.29

NC40.01958.1241.10

N20.09428.0132.63

CO20.00244.0100.09

Total1.00020.08

PM(mezcla) = 20.08 lb/lbmol(mezcla) = PM(mezcla)/PM(aire) = 20.08/28.964 = 0.693De la Fig. 3-6 (@ 50 F y gravedad especfica de 0.7):P = 320 psia

Ejemplo 3-5El gas del ejemplo anterior se expande de 1,500 psia a 500 psia. Cul es la temperatura inicial mnima que permite la expansin sin que se forme hidrato?.Fig. 3-6 Curvas de prediccin de hidratos

Fig. 3-7 Expansin permisible sin la formacin de hidratos a 0.7 de gravedad especfica

De la Fig. 3-7 para gas de gravedad especfica 0.7:

La lnea de presin inicial 1,500 psia se intercepta con la lnea de presin final 500 psia por encima de la curva de temperatura de 100 F. Luego la temperatura mnima inicial ser aproximadamente 112 F.

Ejemplo 3-6Determinar hasta dnde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y 100 F sin que se forme hidrato.


Encontrar la interseccin de la lnea de presin inicial 2.000 psia con la curva de temperatura inicial 100 F.

Leer en el eje de las X la presin final permisible igual a 1,100 psia.

Ejemplo 3-7

Determinar hasta dnde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y 140 F sin que se forme hidrato.


La lnea de presin inicial 2,000 psia no intercepta la curva de temperatura inicial 140 F. Por lo tanto, el gas puede expandirse hasta presin atmosfrica sin que se forme hidrato.

Fig. 3-8 Expansin permisible sin la formacin de hidratos a 0.6 de gravedad especfica

Prediccin de Formacin de Hidratos con Base en la Composicin para Gases DulcesUn mtodo ms seguro para estimar condiciones de formacin de hidrato es el de Katz , en el cual se ejecutan clculos tipo "punto de roco" usando constantes de equilibrio vapor slido KVS, las cuales se muestran en las Figs. 20-19 a 20-25 del GPSA.

El equilibrio vapor slido est definido por la ecuacin:Kvs = y/xs

Ec. 3-2Para propsitos de clculo, el valor de KVS es infinito para las molculas ms grandes que nC4, tambin para contenido de nC4 en una mezcla menor de 1 % y mayor de 6 % mol, y para nitrgeno. Si el nC4 est en proporcin de 1 a 6 % mol, el valor de nC4 se lee en la carta de la Fig. 20-23.

El procedimiento es iterativo y la convergencia se alcanza cuando se satisface la siguiente funcin objetivo:

Ec. 3-3

Ejemplo 3-8

Calcular la presin de formacin de hidrato a 50 F para el siguiente gas:ComponenteFraccin molen gasa 300 psiaa 400 psia

KVSy/KVSKVSy/KVS

Metano0.7842.0400.3841.7500.448

Etano0.0600.7900.0760.5000.120

Propano0.0360.1130.3190.0720.500

Isobutano0.0050.0460.1090.0270.185

n Butano0.0190.2100.0900.2100.090

Nitrgeno0.094*0.000*0.000

CO20.0023.00.0011.9000.001

Total1.0000.9791.344

* Valor infinitoFIGURA 3-9

FIGURA 3-10

FIGURA 3-11

FIGURA 3-12

FIGURA 3-13

FIGURA 3-14

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)

En las Figs. 3-9 a 3-14 se muestran los datos de KVS (@ 50 F - 300 y 400 psia).

Se interpola linealmente,

0.979 ----- 300 (1.344 - 0979) = 0.365

1.000 ----- X (1.000 0.979) = 0,021

1.344 ----- 400(400 300) = 100

0.365 ----- 100

0.021 ----- X - 300X = 300 + (0.021 * 100) 70.365 = 305.7 psia.

- El valor experimental a 50 F fue 325 psia.- El valor calculado con el simulador de procesos Hysys es 336 psia.

Ejemplo 3-9

El siguiente gas, C1 = 0.9267, C2 = 0.0529, C3 = 0.0138, iC4 = 0.0018, nC4 = 0.0034 y nC5 = 0.0014, est a 3,500 psia y 150 F. Cules sern las condiciones de hidrato cuando dicho gas se expande?

Paso 1:

Hacer clculos flash adiabticos, a diferentes presiones finales y graficar presin-vs, temperatura final. (Ver Fig. 3-15)

Presin InicialpsiaTemperatura Inicial FPresin FinalpsiaTemperatura Final F

3,50015030038

3,50015040045

3,50015050052

3,50015060058

3,50015070064

Fig. 3-15

Paso 2:

Estimar presin de formacin de hidrato para varias temperaturas (40, 50 y 60 F) usando los datos de equilibrio KVS. A continuacin se muestra el clculo para T = 40 F. Graficar presin de hidrato vs. temperatura en Fig. 3-15.

ComponenteFraccin mol en gasa 200 psiaa 300 psia

kvsy/KVSKVSy/KVS

C10.92672.25000.41191.75000.5295

C20.05290.50000.10580.20500.2580

C30.01380.05500.25090.03000.4600

iC40.00180.02250.08000.01050.1714

nC40.0034*0.0000*0.0000

nC50.0014*0.0000*0.0000

Total1.00000.84861.4189

* Valor infinito

Se interpola linealmente,

0.8486 ----- 200(1.4189 0,8486) = 0,57031.0000 ----- X(1.0000 0.8486) = 0,15141.4189 ----- 300 (300 200) = 1000.5703 ----- 100 0.1514 ----- X 200X = 200 + (0.1514 * 100)/ 0.5703 = 226.6 psiaPaso 3:

La interseccin de las dos curvas en la Fig. 3-15 ser el punto al cual se empiezan a formar hidratos.

El valor aqu calculado es 500 psia y 52 F.

En la Fig. 3-16 se muestra el mismo clculo pero hecho con el simulador de procesos Hysys y el valor calculado es 675 psia y 56 F.FIGURA 3-16 simulacin por sistema de procesos hysys(EJEMPLO 20 8 gpsa)


Prediccin de Formacin de Hidratos para Gases con Alto Contenido de CO2/H2SEl mtodo de Katz no debe usarse para gases con contenidos significativos de CO2 y H2S. En este caso, puede utilizarse el mtodo de Baille & Wichert con el cual se predice temperatura de formacin de hidrato ajustando las condiciones de hidrato en el propano por la presencia de H2S, como se muestra en la Fig. 20-27 del GPSA y se ilustra con el siguiente ejemplo.

Ejemplo 3-10Estimar la temperatura de formacin de hidrato a 610 psia para un gas con la siguiente composicin.

ComponenteMol %

N20.30

CO26.66

H2S4.18

C184.25

C23.15

C30.67

iC40.20

nC40.19

C5 +0.40

PM= 19.75 Ib/lbmol Gravedad especfica, = 0.682

Solucin (Ver Fig. 3-16 b):

1. Con 610 psia interceptar curva de H2S a 4.18 % mol.2. Ir verticalmente hacia abajo hasta interceptar con lnea horizontal de = 0.682.Fig. 3-16 b

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)3. Seguir en forma paralela la lnea diagonal en el fondo de la grfica e interceptar el eje de la X en T = 63.5 F.

4. Aplicar ajuste del C3 entrando por la parte superior izquierda de la grfica, con H2S = 4.18 % mol interceptar con la lnea de concentracin de C3 = 0.67 % mol. Ir verticalmente hacia abajo hasta encontrar la presin del sistema (0.610 x 10-3 psia) y leer la correccin en la escala de la izquierda (-2.7 F).

5. T de formacin de hidrato (@ 610 psia) = 63.5 - 2.7 = 60.8 F.

Nota: el ajuste de temperatura por correccin de C3 es negativo al lado izquierdo y positivo al lado derecho de la grfica.

3.5 Inhibicin de HidratosLa formacin de hidratos puede prevenirse deshidratando tanto el gas como el lquido, para eliminar la formacin de agua condensada en fase lquida o slida. Sin embargo, en algunos casos este proceso puede no ser prctico o econmico. En estos casos, la inhibicin puede ser un mtodo efectivo para prevenir la formacin de hidratos.

En la inhibicin se inyecta un glicol o metanol a una corriente de proceso, donde se combina con la fase condensada acuosa para bajar la temperatura de formacin de hidrato a una presin dada. Tanto el glicol como el metanol pueden ser recuperados en la fase acuosa para ser regenerados y reinyectados. Para procesos de inyeccin continua hasta - 40 F, normalmente los glicoles ofrecen unas ventajas econmicas comparadas con la recuperacin de metanol por destilacin. Sin embargo, a temperaturas criognicas por debajo de - 40 F, el metanol se favorece por su baja viscosidad lo que facilita su separacin del hidrocarburo por gravedad y porque la viscosidad del glicol se vuelve excesiva dificultando la separacin efectiva. Es de anotar que normalmente el metanol se inyecta puro.

Los glicoles usados para inhibir hidratos son el etilen (EG), dietilen (DEG) y trietilen (TEG) glicol, siendo el ms popular el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad y baja solubilidad en hidrocarburos lquidos. En las Figs. 20-30 a 20-41 del GPSA se dan las propiedades fsicas para los glicoles ms comunes y para mezclas glicol agua. En la Fig. 20-42 se suministra informacin para glicoles puros y metanol.Para que la inhibicin sea efectiva, el inhibidor debe estar presente en el punto exacto en el cual el gas hmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por ejemplo, en plantas de refrigeracin, glicol se inyecta en forma de roco a la entrada del lado de los tubos del intercambiador gas - gas, y cuando el agua condensa, el inhibidor est presente para mezclarse con ella y prevenir la formacin de hidratos. La inyeccin debe ser de forma tal que permita una buena distribucin a travs de cada tubo o placas, en intercambiadores de calor operando por debajo de la temperatura de hidrato del gas.

Soluciones glicol - agua e hidrocarburos lquidos, pueden formar una emulsin cuando se agitan o cuando se expanden de alta a baja presin como en una vlvula de expansin JT. Para conseguir una completa recuperacin del glicol diluido para posterior regeneracin y reinyeccin, debe hacerse un diseo cuidadoso del separador.

El regenerador en un sistema de inyeccin de glicol debe operarse para producir una solucin de glicol regenerado, cuyo punto de congelacin est por debajo de la mnima temperatura encontrada en el sistema. Una concentracin tpica est entre 75 y 80% en peso. En la Fig. 20-44 se muestra el punto de congelacin para soluciones glicol agua a varias concentraciones.La concentracin mnima de inhibidor en la fase de agua libre se puede estimar con la ecuacin de Hammerschmidt:

Ec. 3-4

La Ec. 3-4 no debe usarse para concentraciones por encima de 20 - 25 % peso para metanol y 60 - 70 % peso para glicoles.

Para concentraciones de metanol hasta 50 % peso la ecuacin de Nielsen-Bucklin ofrece mejor precisin:

d = -129.6 ln(XH2O)

Ec. 3-5El trmino "XH2O" es en fraccin mol, no en peso por lo tanto con la Fig. 20-45 se hace la conversin de porcentaje en peso de metano1 a fraccin mol de agua.Para concentraciones finales de EG mayores de 50 % peso y de metanol superiores a 75 % peso, se utiliza el mtodo de Maddox et al., que aunque es iterativo converge rpidamente y se detalla a continuacin.

Ln (XH2O * H2O) = - 2063 * (1/T 1/To)

Ec. 3-6donde,

H2O = exp(C1Xi2 + C2Xi3)

Ec. 3-7

Para etilen glicol:

C1 = - 83.712 + 0.11843 * T + 11119.64/T

C2 = 478.42 - 16.65*T12 - 49132.20/TPara metanol:

C1 = -62.898 + 2142.93/T1/2 - 17738.77/T

C2 = 119.69 - 4084.47/T1/2 + 33883.03/T

El procedimiento es como sigue:

1. Determinar To usando un mtodo para calcular temperatura de hidrato sin inhibidor.

2. Calcular H2O a To con Ec. 3-7 para Xi dado (XH2O = 1 Xi).

3. Resolver la Ec. 3-6 para encontrar T.

4. Calcular H2O a T con Ec. 3-7.

5. Repetir desde el paso 3 hasta que los valores de T converjan con una diferencia no mayor de 1 R.

Despus de calcular la concentracin final de inhibidor por alguno de los mtodos anteriores, se hace un balance de materia para determinar la rata de flujo de inhibidor requerido en la fase de agua.

Ec. 3-8La cantidad de inhibidor a ser inyectada debe considerar no solo la requerida para evitar congelamiento, sino la necesaria para estar en la fase de vapor en equilibrio y la que se disuelve en el hidrocarburo liquido. La presin de vapor del metanol es lo suficientemente alta para que cantidades significativas se vaporicen. Las prdidas de metanol por evaporacin se pueden estimar de la Fig. 20-51, la cual est extrapolada para valores de presin por encima de 700 psia. Con dicha figura se puede subestimar las prdidas de metanol en la fase de vapor para altas presiones. Para el glicol las prdidas por evaporacin son muy pequeas y generalmente se ignoran en los clculos.

Las prdidas de inhibidor en la fase de hidrocarburo lquido son ms difciles de predecir. La solubilidad depende fuertemente de las composiciones tanto de la fase de agua como de la fase de hidrocarburo. La Fig. 20-52 del GPSA presenta datos experimentales de solubilidad del metanol en hidrocarburos lquidos parafnicos como funcin de la temperatura y la concentracin de metanol. La solubilidad del metanol en hidrocarburos naftnicos es un poco menor que en parafnicos, pero la solubilidad en hidrocarburos aromticos puede ser cuatro a seis veces ms alta que en parafnicos.

La solubilidad del EG en la fase lquida de hidrocarburo es extremadamente pequea. Para propsitos de diseo se usa un valor de solubilidad de 0.3 lb por 1000 gal. (U.S.) de lquidos del gas natural (NGL). Sin embargo, arrastres o cualquier otra prdida mecnica, pueden ocasionar prdidas totales significativamente mayores.

La concentracin final y la rata de flujo de inhibidor requerida, se pueden tambin calcular con un programa de simulacin de procesos. Se realizan clculos de temperatura de hidrato, adicionando inhibidor hasta que la temperatura de hidrato para la corriente de gas se depresione por debajo de la temperatura de operacin del sistema. La concentracin requerida de inhibidor pobre se fija tpicamente entre 60 y 80% peso para el EG y 100% pesa para el metanol. Si la temperatura de hidrato no decrece cuando una cantidad grande de inhibidor se adiciona, se debe comparar contra el mtodo de Maddox et al. Si los resultados son consistentes, el paso a seguir es incrementar la concentracin del EG. Sin embargo, es necesario ser muy cuidadoso porque se incrementar la viscosidad.

A continuacin se presenta un ejemplo calculado tanto a mano como con el simulador de procesos Hysys.

Ejemplo 3-11

En una plataforma costa afuera se producen 100 MMscfd de gas natural a 100 F y 1,200 psia. El gas llega a la costa a 40 F y 900 psia. La temperatura de hidrato del gas es 70 F. La produccin de condensado asociado es 127 lbmol/h. Calcular la cantidad de inhibidor requerido (metanol y 80 % peso EG), para prevenir la formacin de hidrato en la tubera.

Paso 1, Calcular la cantidad de agua condensada por da de Fig. 3-1:

W(@ 100 F, 1200 psia) = 53.0 lb/MMscf

W(@ 40 F, 900 psia) = 9.5 lb/MMscf

Agua condensada = 100 MMscfd ( 53.0 - 9.5 ) lb/MMscfd = 4,350 lb/d

Clculos para metanol - PM = 32

Paso 2, Calcular la concentracin de metanol (fraccin en peso), con las Ecs. 3-4 y 3-5.

Depresin punto de congelacin, d = 70 - 40 = 30 F De Ec. 3-4,

X1 = 0.291 fraccin peso (>20 25 % peso)De Ec. 3-5,

XH2O = exp(d/-129.6) = exp(30/-129.6)

XH2O = 0.793 fraccin mol

De Fig. 3-17 (@ XH2O = 0.793), XI,= 0.315 fraccin peso (< 50 % peso), se usa este valor. (Valor calculado con Hysys, XI = 0.312 fraccin peso)

Paso 3, Calcular flujo msico de metanol en fase agua (MeOH = 100 % peso).

De Ec. 3-8,

= 2,000 lb/d

(Valor calculado con Hysys, mI = 2,148 lb/d)Paso 4, Calcular prdidas por evaporacin con Fig. 3-18.

Prdidas a @ 40 F y 900 psi, Prdidas evap. = 1.05

Prdidas evaporacin = 1.05 (100 MMscfd)(21.5 % peso MeOH)Prdidas evap. Diarias = 3,308 lb/d(Valor calculado con Hysys, Prdidas evaporacin = 2,952 lb/d)Paso 5, Calcular prdidas en fase hidrocarburo lquido con Fig. 3-19. Prdidas a @ 40 F y 31.5 % peso MeOH, Prdidas en HC lq. = 0.16 % mol MeOH Prdidas diarias en HC lq. = (0.0016) * (127) lbmol/h*24 h/d = 4.9 Ibmol/d Prdidas diarias en HC lq. = 4.9 lbmol/d * 32 lbmol = 157 Ib/d (Valor calculado con Hysys, Prdidas en HC lq. = 158 lb/d)

Paso 6, Flujo msico total de Metanol = 2,000 + 3,308 + 157 = 5,465 lb/d

(Valor calculado con Hysys, Flujo msico total de Metanol = 5,856 lb/d)

Clculos para EG - PM = 62

Paso 7, Calcular la concentracin de EG (fraccin en peso), con la Ec. 3-4.

Con d = 30 F y PM = 62,

XI = 0.443 fraccin peso de EG (Valor calculado con Hysys, XI= 0.468 fraccin peso)

Paso 8, Calcular flujo msico de EG en fase agua (EG = 80 % peso).FIGURA 3-17


FIGURA 3-18

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)FIGURA 3-19


De Ec. 3-8,

= 5,398 lb/d(Valor calculado con Hysys, mI= 5,237 lb/d)Para el Etilen glicol las prdidas por vaporizacin y en la fase lquida de hidrocarburo son despreciables. (Con Hysys tambin son despreciables).

3.6 Proceso de Deshidratacin con GlicolCuando la inhibicin de hidratos no es factible o prctica, se usa el proceso de deshidratacin que puede ser con un desecante lquido o slido; aunque usualmente es ms econmico el proceso con lquido, cuando se cumple con las especificaciones de deshidratacin requeridas.

El glicol ms comnmente usado para deshidratacin del gas natural es el trietilen glicol (TEG) con el cual se pueden alcanzar contenidos de agua de 4 lb/MMscf que no son posibles con otros glicoles. Los otros glicoles que pueden usarse son el dietilen glicol (DEG) con el cual se puede llegar a un contenido de agua de 7 lb/MMscf y el tetraetilen glicol (TREG).Siguiendo el flujo de proceso del esquema de la unidad de deshidratacin con glicol que se muestra en la Fig. 3-20, puede observarse que el gas hmedo que llega a la unidad pasa por un separador que comnmente est integrado al fondo de la torre contactora o absorbedora, y entra por el plato de fondo. El glicol regenerado se bombea al plato de cima de la torre absorbedora y a medida que fluye hacia abajo, va absorbiendo agua del gas que fluye en contracorriente desde el plato de fondo. Por el fondo de la absorbedora sale una mezcla agua - glicol rico que pasa por el serpentn condensador de reflujo y va al tanque "flash", en el cual se separa la mayor parte del gas disuelto. La mezcla acuosa de glicol pasa por el intercambiador de calor glicol rico - glicol pobre y va a la torre regeneradora en la cual, el agua absorbida se destila del glicol por aplicacin de calor, a presin muy cercana a la atmosfrica.

El glicol pobre regenerado fluye a travs del intercambiador de calor glicol rico glicol pobre y se recicla con bomba a la torre absorbedora, mediante enfriamiento previo.En este captulo se manejaran las diferentes tecnologas usadas para el fin de deshidratar el gas.Fig. 3-20 Diagrama de flujo de procesoUnidad de deshidratacin con glicol

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association) Separador de EntradaUna buena prctica es instalar un separador para el gas de entrada, aun si la unidad de deshidratacin est cerca al separador de produccin. Se busca poder separar cantidades grandes de agua fresca o salada, hidrocarburos, qumicos de tratamientos o inhibidores de corrosin, a fin de evitar su paso a la absorbedora o contactara, pues aun pequeas cantidades de estos materiales, causan prdidas excesivas de glicol debido a la formacin de espuma, reducen la eficiencia e incrementan el mantenimiento.

Absorbedora Es una vasija que puede ser de platos de burbujeo, de vlvulas o con empaque que promueve el proceso de absorcin de agua del gas natural en una solucin de glicol. Tambor FlashEn este tambor la mayor parte del gas natural disuelto se separa de la solucin de glicol rico y se enva a gas combustible. La presin de operacin debe ser lo suficientemente baja para promover la separacin del gas, pero a la vez lo suficientemente alta para que pueda entrar al sistema de gas combustible.

Regeneradora o Despojadora de AguaLa despojadora contiene una seccin de serpentn en la cima de la columna, a travs de la cual fluye glicol rico para enfriar los vapores que suben de la parte inferior. Esto genera un reflujo que minimiza las prdidas de glicol en el vapor de agua despojada. Por debajo de la boquilla y distribuidor de entrada del glicol rico, se encuentra una seccin empacada usualmente con sillas de cermica.

RehervidorEl Rehervidor tiene que ser diseado para suministrar el calor adecuado para elevar la temperatura del glicol rico al nivel requerido para su regeneracin. La temperatura del TEG no debe ser superior a 400 F para evitar su descomposicin.

Bomba de GlicolEsta bomba circula el glicol a travs de los equipos. Puede ser manejada por motor elctrico o con gas a alta presin. Si se bombea glicol en exceso, no se alcanza la temperatura requerida de regeneracin en el rehervidor.

Prdidas de GlicolUn nivel aceptable de prdidas est en el orden de 0.1 gal/MMscf de gas tratado, lo cual es equivalente a menos de 1 lb de glicol por MMscf. Las prdidas ocurren en la cima de la contactora influenciadas por la temperatura y presin de operacin, en la torre regeneradora y por fugas en la bomba, filtros, tuberas y durante limpieza de filtros. Aspectos AmbientalesEn el proceso de regeneracin del glicol rico a glicol pobre, el agua que ha sido absorbida en la contactora se libera en la regeneradora y se ventea a la atmsfera. Desafortunadamente, el glicol no solamente absorbe agua en la contactora sino hidrocarburos y gas cido. Los hidrocarburos parafnicos normalmente no se absorben pero los aromticos s.En la pgina 20-32 del GPSA puede observarse que cantidades substanciales de ciertos aromticos pueden ser absorbidos para ser luego liberados a la atmsfera, a menos que dichos vapores sean capturados de alguna manera, mediante procesos que son generalmente costosos.

La evaluacin del sistema de TEG involucra establecer su concentracin mnima para alcanzar la especificacin de punto de roco por agua. La Fig. 20-54 del GPSA muestra el punto de roco por agua de una corriente de gas natural en equilibrio con una solucin de TEG a varias concentraciones y temperaturas. Esta figura puede usarse para estimar la concentracin requerida de TEG para una aplicacin particular, o la depresin terica del punto de roco para una temperatura dada y determinada concentracin de TEG. Valores de punto de roco reales de salida dependen de la rata de circulacin de TEG y del nmero de etapas de equilibrio. Los datos de la Fig. 20-54 son relativamente insensibles a la presin y dicha figura puede usarse hasta 1,500 psia con pequeo error.

Una vez se determina la concentracin de TEG, debe determinarse la rata de circulacin y el nmero de platos o altura de empaque. En las Figs. 20-55 a 20-59 del GPSA se presenta la relacin de remocin de agua a rata de circulacin de TEG, para varias concentraciones y nmero de etapas tericas de equilibrio. Guas de Diseo y Operacin para Inhibicin de Hidratos y Deshidratacin con Glicol

1. Como criterio de diseo el flujo real de inhibidor debe ser aproximadamente el doble del flujo calculado en forma terica.

2. Cuando se utiliza el glicol para prevenir formacin de hidratos, la regeneracin se hace hasta 60-80 % peso.

3. Cuando se utiliza glicol en el proceso de deshidratacin, la regeneracin se hace a la mayor pureza posible 99 .5 % peso o ms.

4. Si en una instalacin existen los procesos de inhibicin de hidratos y deshidratacin con glicol, se requieren dos sistemas independientes para su regeneracin.

5. Como en la operacin real no se da la condicin de equilibrio sino una condicin dinmica, para diseo se usan aproximaciones como por ejemplo, si el objetivo es una depresin hasta O F, se trabaja con -10 / -20 F o sea una aproximacin de 10/20 F. Si los clculos dan que se requiere una pureza de glicol de 99 %, se trabaja con 99.5 %.Absorbedora

6. El enfriamiento del glicol pobre que se recicla a la cima de la absorbedora se debe hacer alrededor de 5 10 F por encima de la temperatura de entrada del gas hmedo en el fondo, a fin de evitar condensacin de hidrocarburos del gas que causen formacin de espuma.

7. Diseos econmicos utilizan ratas de circulacin de 2 5 gal TEG/lb H2O absorbida.

8. El nmero de platos tericos tpicos entre 1 3, los platos reales entre 4 y 12. La conversin de etapas de equilibrio a platos reales puede hacerse asumiendo una eficiencia global de plato entre 25 % para platos de burbujeo y 33 % para platos de vlvulas. Para empaque, la relacin de altura equivalente de empaque a plato terico (HETP) vara con la rata de circulacin de TEG, el flujo y la densidad del gas; pero un valor de 36 60 pulgadas es normalmente adecuado.

9. La temperatura de entrada del gas hmedo debe estar entre 60 120 F. Cuando la temperatura de la absorbedora est por debajo de 60 F, el incremento en la viscosidad del TEG puede reducir la eficiencia en la transferencia de masa.

10. El espaciamiento tpico entre platos en la absorbedora es 24 pulgadas. Sin embargo, la altura total de la torre estar de acuerdo con el nmero de platos o la altura de empaque requerida, ms de 6 10 adicionales para permitir el retiro de vapor al lquido por encima del plato de cima, distribucin del gas de entrada por debajo del plato de fondo y espacio para colectar glicol rico en el fondo.

11. Tradicionalmente se han usado platos de burbujeo en absorbedores de glicol, porque permiten bajas ratas de lquido vs. Flujo de gas; sin embargo, el empaque estructurado est siendo muy aceptado, porque permite reduccin significativas en dimetro, y alguna reduccin en altura.

12. El dimetro de la absorbedora se fija con la velocidad del gas v o G, en forma similar a como se hace para separadores. Valores recomendados para los factores K y C se dan en la Tabla 1.

v = , ft/s G = ; lb/(h-ft2)

Para platos,

, in

Ec. 3-9

Para empaque estructurado,

Ec. 3-1013. Los vendedores de empaque estructurado utilizan una variable F, para dimensionar absorbedoras de glicol, definida como:Fs = v

Ec. 3-11Valores de Fs = 2,5 3,0 generalmente suministran un buen estimativo del dimetro de la absorbedora con empaque estructurado.

TABLA 3-1 Factores k c para velocidad de vaporK factores

ft/sC factor

ft/h

Plato de burbujeo, espaciamiento

20

24

300,14

0,16

0,17504

576

612

Empaque

Estructurado

Al azar

1 inch Pall rings

2 inch Pall rings0,3 a 0,4 *

0,13 0,18

0,19 -0,261080 a 1440 *

468 - 648

684 - 936

* Depende de la densidad del empaque y el vendedor.Tambor Flash14. Para desgasificacin se requiere un tiempo de retencin mnima de 3 5 minutos. Si se va a remover hidrocarburo lquido, se requiere un tiempo de retencin de 20 30 minutos.

15. Presin de operacin = 60 psig.

16. Temperatura de operacin = 140 160 F si a continuacin se en encuentra el intercambiador glicol rico glicol pobre.

Intercambiador glicol rico glicol pobre

17. Temperatura de alimento a la despojadora de agua 300 F.

18. Temperatura del glicol pobre fro 150 F.

19. Aproximacin approach lado caliente 40 F.

Despojadora de agua20. Presin atmosfrica.

21. Temperatura de fondos: TEG < 400 F (preferible 380 F)TEG > 340 F (preferible 320 F)

22. Temperatura de cima para minimizar prdidas de glicol = 210 F.

23. Reflujo para minimizar prdidas 30 % del efluente de la absorbedora.

24. Cantidad de calor Duty en condensador para minimizar prdidas 25% del calor de vaporizacin del agua absorbida.

25. Nmero de platos tericos 3 4 (Rehervidor, 1 2 platos tericos y condensador).

26. La cantidad de calor Duty del rehervidor est en el orden de 1 500 Btu/gal de glicol recirculado.

Enfriador de glicol pobre

27. Temperatura del glicol pobre a la absorbedora = Temperatura de entrada del gas hmedo + 5 a 10 F.

A continuacin con el Ejemplo 12, se explican los clculos paso a paso para el dimensionamiento de una torre absorbedora de trietilen glicol con platos de burbujeo y con empaque estructurado.

Ejemplo 3-12

Un flujo de gas natural hmedo de 51,4 MMscfd con gravedad especfica = 0,6564 y z = 0,8629 entra a una contactora con TEG a 950 psia y 100 F. La especificacin de humedad para el gas de salida es 7 lb de H2O/MMscf. El nmero de platos reales de la contactora es 8. Calcular el dimetro y la altura para platos de burbujeo y empaque estructurado. Usar una temperatura de aproximacin de 10 F para el punto de roco.

Para la torre despojadora de agua o regeneradora, calcular la cantidad de calor duty del rehervidor, si la carga a la despojadora entra a 280 F y la temperatura del rehervidor es 370 F.

Solucin.-1. Determinar el contenido de agua en el gas de entrada a P y T:

En la Figura 3-1, (@ 100 F, 950 psia), Win = 64 lb H2O/MMscf.

2. Determinar el contenido de agua a ser removida:

H2O = Win - Wout = 64 - 7 = 57 lb H2O/MMsdf

3. Determinar el punto de roco por agua del gas deshidratado:

En la Figura 3-1, (@ 7 lb H2O/MMscf, 950 psia), Punto de roco = 31 F

4. Descontar la temperatura de aproximacin al punto de roco por agua:

T punto de roco con aproximacin = 31 - 10 = 21 F

5. Determinar la concentracin de TEG para la temperatura de equilibrio del punto de roco con aproximacin:

En la Figura 3-21 (@Pto. Rocio del equilibrio = 21 F y T contactora = 100 F), Concentracin de TEG = 98,5 % peso.6. Determinar (Win - Wout) / Win :

(Win - Wout)/ Win = (64 7)/64 = 0,89

Fig. 3-21


7. Determinar el nmero de platos tericos:

Para platos de burbujeo se toma una eficiencia de 25 %

N = NR * 0,25 = 8 * 0,25 = 2

8. Determinar rata de circulacin de TEG en gal de TEG/lb H2O:En Figura 3-22 (@ (Win - Wout) / Win = 0,89

Concentracin de TEG = 98,5 % peso).

Rata de circulacin de TEG = 2,54 TEG/lb H2O

9. Determinar la rata mnima de circulacin de TEG:

10. Determinar la densidad de TEG:

En Figura 3-23 (@ T contactora = 100 F y Concentracin de TEG = 98,5 % peso).

Densidad Relativa de TEG = 1,109

TEG = 1,109 * 62,4 lb/ft3 = 69.211. Determinar la densidad del gas:

gas = (2,7*P*gas) / (z*T)

gas = (2,7*950*0,6564) / (0,8629*560) = 3,48 lb/ft312. Determinar la velocidad permisible del gas:

De la Tabla 3-1. (@ Espaciamiento de platos de burbujeo 24), K = 0,16 ft/s

Velocidad permisible del gas, v = =

v = 0,659 ft/s

13. Determinar el dimetro de la contactora y altura de platos y empaque:

Para platos de burbujeo,

D 48 in = 4.0 ft.

Altura para platos = NR * espaciamiento = 8 * 24 in/ (12 in/ft) = 16 ft.

Para empaque estructurado,

De la Tabla 3-1. (@ Espaciamiento platos de burbujeo 24), C = 576 ft/h

De la Tabla 3-1. (@ Empaque estructurado), C = 1200 ft/h

Con la Ec. 3-10,

D 3.0 ft.

Altura de empaque = N * 60 in/plato terico = 2 * 60 = 120 in = 10 ft.FIGURA 3-22


14. Determinar la cantidad de calor Duty del rehervidor,

a) Calor sensible para elevarla temperatura del glicol desde la T de entrada hasta la T del rehervidor:

Se toma como base 1 gal de TEG

De la Figura 20-32 (@ 60 F y Concentracin de TEG = 98,5 % peso),

m = 9,38 lb/gal.

Se determina Cp a T promedio = (370 + 280) / 2 = 325 F

De la Figura 20-38 del GPSA, extrapolando sus ejes (@ 325 F y Concentracin de TEG = 98,5 % peso),

Cp = 0,655 Btu/lb F.

Qs = m * Cp * T = 9,38 * 0,655 * (370 280)

Qs = 553 Btu/gal de TEGb) Calor de vaporizacin del agua absorbida:

De la Figura 23-2 del GPSA, se lee el calor de vaporizacin del agua a presin atmosfrica, Hv = 970 Btu/lb de H2O.

FIGURA 3-23

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)c) Calor de reflujo o Duty del condensador:

Qr = 0,25 * Qv = 0,25 * 382 = 95,5 Btu/gal TEG

d) Cantidad de calor Duty del rehervidor incluyendo 10 % de prdidas.

Qrb = (Qs + Qv + Qr) * 1,1 = (553 + 382 + 95,5) * 1,1

Qrb = 1133,6 Btu/gal TEG

El nivel de deshidratacin del gas depende de la composicin del glicol pobre alcanzada en la regeneradora. Como la temperatura en el rehervidor no puede ser superior a 400 F para evitar la degradacin del TEG, su pureza est limitada a 98,4 - 98,8 % en peso. Si se requiere una pureza mayor para secar el gas, debe hacerse mejoras al proceso de regeneracin tales como gas de despojo, adicin de un hidrocarburo lquido voltil (DRIZO) o el proceso COLDFINGER. Estos procesos mejorados se describen en las pginas del GPSA, desde la pgina 24 hasta la pgina 34.

Para dietilen glicol (DEG) la temperatura del rehervidor est limitada a 320 F, lo cual a su vez limita la pureza a 96 97 % peso.

FIGURA 3-24


Lista de pasos sencillos para el diseo de una absorbedora de TEG.-

1. Hallar la cantidad de agua presente en el gas (puede usarse el Mtodo de Mcketa).

2. Determinar la cantidad d agua removida

H2O = Win - Wout

3. Hallar el Punto de Roco del Gas (Tr ) , usar grfica del Mtodo de Mcketa.

4. Definir el Punto de Roco por aproximacin.

Tra = Tr - Ap

5. Hallar la pureza del TEG mediante la Figura 20-54 del GPSA.6. Determinar el nmero de platos tericos de la absorbedora.

N = NR * EF

Para platos de burbujaEF = 0,25

Para platos tipo vlvulaEF = 0,33

7. Hallar la relacin:

8. Hallar la Tasa de TEG con la Figura 20-57 del GPSA.9. Calcular el caudal de TEG:

10. Calcular la densidad del TEG

De la Figura 20-32 , hallar: TEGTEG = TEG * 62,4 [lb/ft3]

11. Calcular la densidad del gas:

gas = (2,7*P*gas) / (z*T)

12. Hallar la velocidad

v = [ft/s] , hallar K de Tabla 1.13. Calcular el dimetro de la torre:

14. Hallar la altura de la torre:

H = espaciamiento (20-60) * NR

15. Para empaque estructurado:

16.

Altura de empaque = N * 60 in/plato terico

3.7 Planta De Deshidratacin Con Desecante Slido.-

El uso de absorbentes slidos es una prctica comn, para lo cual se requiere que el gas hmedo saturado se ponga en contacto con una substancia slido que tiene gran afinidad por el agua, como la slica gel, la almina y los tamices moleculares. Eventualmente cada uno de estos materiales alcanza su capacidad de adsorcin y tiene que ser regenerado.

Este proceso requiere dos o ms torres adsorbedoras operando en un ciclo en paralelo, como puede verse en la Figura 20-66 del GPSA que es un sistema de dos torres. Una est en operacin de adsorcin de agua del gas, mientras que la otra est en regeneracin y enfriamiento. Tpicamente un ciclo de adsorcin est entre 8 y 10 horas, el de regeneracin 5 horas y el de enfriamiento entre 3 y 5 horas.

Generalmente las unidades con desecante slido son ms costosas que las unidades con glicol. Por lo tanto, su uso est limitado a aplicaciones de gases con alto contenido de H2S, requerimientos de muy bajos valores de punto de roco como en procesos criognicos (valores requeridos de puntos de roco de 70 F a 150 F y ms bajos), y casos especiales como gases que contienen oxgeno.

En la Figura 20-67 del GPSA, se muestran los diferentes desecantes usados para la deshidratacin del gas natural, presentando sus propiedades tpicas. Fig. 3-25 Propiedades de los desecantes.

Con slica gel se alcanzan puntos de roco de - 70 a - 80 F, con almina valores de - 100 F y con tamiz molecular - 150 F y ms bajos con diseos especiales y control operacional muy estricto.

Estos compuestos slidos se preparan en formas esfricas, como pepas ligeramente elpticas de dimetros 4-6 mm, o en el caso de los tamices moleculares, generalmente en forma de pequeos cilindros de 2 - 3 mm de dimetro y 6 - 8 mm de longitud. En la Fig. 20-67 del GPSA se suministra un resumen de las propiedades fsicas de los materiales desecantes ms comunes. Cada uno de estos compuestos tiene sus caractersticas propias de adsortividad por agua y el diseador tiene que escoger el material que ms se acomode a sus necesidades. Una ilustracin grfica de las capacidades adsortivas de varios adsorbentes se muestra en la Fig. 20-68.

Los clculos de proceso para deshidratacin con desecante slido generalmente se hacen a mano, o los hace el vendedor del material desecante. Los simuladores de proceso comerciales no ejecutan este tipo de clculos. A continuacin se describe el proceso manual de clculo del GPSA. Diseo del Proceso de Deshidratacin con Desecante Slido.-

El primer parmetro a estimar es la velocidad superficial permisible a travs del lecho. La cada de presin a travs del lecho est relacionada con la velocidad superficial por la ecuacin modificada de Ergun:

Ec. 3-12

Tabla 3-2 Constantes para la ec. 3-12Tipo de PartculaBC

1/8 redondeada 0,05600,0000889

1/8 cilindro comprimido0,07220,0001240

1/16 redondeada0,15200,0001360

1/16 cilindro comprimido0,23800,0002100

La Figura 20-69 del GPSA, relaciona la velocidad superficial V con la presin del sistema y fue derivada de la anterior ecuacin para una determinada composicin de gas y una relacin P/L igual a 0,333 psi/ft. La cada de presin de diseo esta alrededor de 5 psi y no se recomienda cadas mayores de 8 psi, dando que el desecante es frgil y se puede quebrar por el peso del lecho y las fuerzas de cada de presin. Por lo tanto siempre debe revisarse la cada de presin despus de fijarse la altura del lecho. A continuacin se determina el dimetro del lecho con la siguiente ecuacin:

Ec. 3-13

q = caudal ( ft3/min)

El paso siguiente es escoger un ciclo de tiempo y calcular la masa de desecante requerida. Ciclos muy largos (> 12 horas) pueden justificarse en casos de que el gas no est saturado con agua, pero requieren grandes lechos y por tanto grandes costos de inversin.

Durante el ciclo de adsorcin se puede considerar que el lecho est compuesto de tres zonas. La zona de la cima llamada zona de saturacin o equilibrio, en la cual el desecante est en equilibrio con el gas hmedo que entra. La zona media o zona de transferencia de masa, la cual no est saturada y donde el contenido de agua del gas se reduce a menos de 1 ppm peso. La zona de fondo es la zona de desecante sin usar y se llama zona activa. Las zonas de saturacin y de transferencia de masa se van corriendo hasta que se saca de servicio la vasija para regeneracin.

En la zona de saturacin se espera que el tamiz molecular retenga aproximadamente 13 lb de agua por cada 100 lb de tamiz- Tamices nuevos pueden tener una capacidad en equilibrio cercana a 20 %, 13 % representa una capacidad aproximada para un tamiz de 3 5 aos de uso. Esta capacidad debe ajustare cuando el gas no esta saturado con agua o la temperatura est por encima de 75 F. En las Figuras 20-70 y 20-71 se encuentran factores de correccin para tamiz molecular. Para calcular la masa de desecante requerida en la zona de saturacin Ss, se calcula la cantidad de agua a ser removida durante el ciclo y se divide por la capacidad efectiva.

Ec. 3-14

Wr = W * Q * t

Ec. 3.15

La densidad del tamiz molecular ms es 42 45 lb/ft3 para partculas esfricas y 40 44 lb/ft3 para cilindros comprimidos.

A pesar de que la zona de transferencia de masa contiene agua (aproximadamente 50 % de la capacidad de equilibrio), se estima que la zona de saturacin contiene toda al agua a ser removida.

La longitud de la zona de transferencia de masa (MTZ) puede ser estimada como sigue:

LMTZ = (V/35)0,3 * (Z)

Ec. 3-16

Donde,

Z = 1,70 para tamiz molecular de 1/8


La altura total del lecho es la suma de las alturas de la zona de saturacin y la zona de transferencia de masa. Alrededor de 6 ft de espacio libre se dejan por encima y por debajo del lecho para asegurar una distribucin apropiada del gas.FIGURA 3-26 adiagramas de flujo de proceso de sistemas mejorados de regeneracin de teg


FIGURA 3-26 bsistema de torres gemelas - proceso de deshidratacin con desecante slido


Clculos para la Regeneracin:

El primer paso es calcular el calor total requerido para desorber el agua y calentar el desecante y la vasija. Se consideran prdidas de 10 %.

Qw = (1800 Btu/lb)(lbs de agua en lecho)

Ec. 3-17

Ec. 3-18

Ec. 3-19

Qtr = (2,5)(Qw + Qsi + Qst + Qhl)

Ec. 3-20

Qhl = (2,5)(Qw + Qst + Qsl)

Ec 3-21

El factor 2,5 corrige por el cambio en la diferencia de temperatura (salida entrada) a travs del lecho con el tiempo, durante el ciclo de regeneracin.

El tiempo de calentamiento normalmente es 50 - 60 % del tiempo total de regeneracin el cual debe incluir un periodo de enfriamiento. Para un ciclo de adsorcin de 8 horas, la regeneracin normalmente consiste en 4 horas de calentamiento, 3 horas de enfriamiento y hora en parada y cambio. Para ciclos mucho ms largos el tiempo de calentamiento puede alargarse en la medida que se mantenga una cada mnima de presin de 0,01 psi/ft.

Ec. 3-22

Mediante la Figura 20-73 se puede estimar la velocidad mnima requerida para conseguir una cada de presin 0,01 psi/ft.

Comentarios GeneralesEl lecho de desecante se coloca encima de un lecho de soporte que incluye entre tres y cinco capas de bolas de cermica dispuestas en tamaos graduales (la ms pequea arriba). Sobre la parte superior del lecho desecante se instala una malla y encima de ella una capa de bolas de cermica. En algunos casos se instala una capa de desecante de menor valor sobre la cima del lecho para capturar contaminantes tales como agua libre, glicol, hidrocarburos, aminas, etc.

Como los desecantes slidos producen polvo, frecuentemente se instalan filtros de 1 miera en la salida de la unidad de deshidratacin para proteger los equipos aguas abajo.

3.8 Deshidratacin con Cloruro de Calcio

El cloruro de calcio se usa como un desecante consumible para deshidratacin de gas natural. Es una sal altamente higroscpica que se usa principalmente en reas remotas y para pequeos flujos. El equipo como puede observarse en las Fig. 3-27.a, Fig. 3-27.b , est compuesto, por una torre la cual tiene una seccin de separacin en la parte baja. Por otro lado, en la Fig. 3-27.c, se pueden ver las zonas de accin que tienes este tipo de torre.Por encima del separador hay una seccin de contacto de aproximadamente 3 a 4 platos. Posteriormente hay un plato soporte sobre el cual se instala el CaCl2 en forma de pldoras o balas.El gas entra a la seccin de separacin en la cual se remueve cualquier lquido que lleve. A continuacin saturado de humedad, fluye hacia arriba a travs de los platos, los cuales contienen una salmuera de CaCl2 en donde se absorbe algo del agua. Posteriormente, el gas entra en contacto con la sal, la cual absorbe el agua disolvindose en ella y formando una salmuera. Dicha salmuera cae sobre los platos y va hasta el fondo de la vasija. El gas que sale de la torre generalmente cumple con los requerimientos de contenido de agua el cual puede llegar a 1 lb/MMscf.

La capacidad tpica del CaCl2 es 0.3 lb CaCl2 / lb H2O. Las velocidades superficiales en el lecho son 20 - 30 ft/min y la relacin L/D para el lecho debe ser al menos 3 a 4:1. El CaCl2 debe ser cambiado peridicamente usualmente cada dos a tres semanas. La incorrecta disposicin de la salmuera puede ocasionar problemas ambientales, generalmente es inyectada a un pozo.

FIGURA 3-27. aDeshidratador tpico con cloruro de calcio CaCl2


FIGURA 3-27. bDeshidratador tpico con cloruro de calcio CaCl2

Fuente: Presentacin Dr. Saul Escalera.

FIGURA 3-27. cdeshidratacin con cloruro de calcio CaCl2

Zonas de accin del deshidratador

Fuente: Presentacin Dr. Saul Escalera.

3.9 Deshidratacin con Membrana Permeable

Membranas pueden usarse para separar componentes tales como agua, CO2 e hidrocarburos, de una corriente de gas natural de acuerdo con su permeabilidad. Cada uno de los componentes del gas que entran al separador tiene una permeabilidad caracterstica que es funcin de su capacidad para disolverse y difundirse a travs de la membrana.

El mecanismo que maneja la separacin de un componente en una mezcla gaseosa, es la diferencia entre su presin parcial a travs de la membrana. Una corriente de gas presurizada fluye dentro de un separador con membrana, los componentes rpidos tales como el agua y el CO2 se infiltran a travs de la membrana. Estos productos infiltrados se colectan a una presin reducida, mientras que la corriente que no se infiltra como el gas natural seco, sale del separador a una presin ligeramente inferior a la de la carga.

Entre 5 - 10 % de metano y otros componentes del gas de carga se van con la corriente infiltrada (permeada), que est a ms baja presin que la corriente de gas seco. Por esta razn, este tipo de separador se usa solamente en plantas que pueden utilizar el gas combustible de baja presin de la corriente infiltrada. Fig 3-27 Sistema de deshidratacin con membrana permeable

Ejemplo 3-13

Para el gas y las condiciones del anterior, con viscosidades de 0,014 cP, calcular el dimetro, la altura, la cada de presin y la cantidad en lbs de desecante slido para una absorbedora con tamiz molecular de 1/8 cilindro comprimido (extrudate).

Solucin: Calcular el flujo real de gas q (@ 950 psia y 560 R) en ft3/min.

q = (19,44 * MMscfd * Z * T) / P , ft3/min

q = (19,44 * 51,4 * 0,8629 * 560) / 950 = 508,3 ft3/min

Calcular la velocidad superficial V en ft/min,

De la Figura 3-28 (@ 950 psia y 1/8 extrudante)

V = 22 ft/min

Calcular el dimetro del lecho D en ft

De la Ec. 3-13,

Calcular la cantidad de agua en el gas,

De la Fig. 3-1 (@ 950 psia y 100 F)

W = 64 lb H2O/MMscf

Calcular el factor de correccin de saturacin para tamiz Css.

De la Fig.3-29 (@ 100 F)

Css = 1,0 Calcular el factor de correccin por temperatura CT,

De la Fig. 3-30 (@ 100 F)

CT = 0,93 Calcular la cantidad de tamiz molecular requerida en zona de saturacin Ss, se asume que se remueve toda el agua presente en el gas y un ciclo de 12 hrs (0,5 das):

De la Ec. 3-14,

Wr = W * Q * t

Ss = 13605 lb de tamiz molecular en zona de saturacin

Determinar la densidad del tamiz molecular, ms De Figura 20-67 del GPSA (@ 1/8 y Linde 4A Extrude Cylinder)

ms = 42 lb/ft3

Calcular la longitud del lecho empacado en la zona de saturacin LS,

De la Ec. 3-15,

Calcular la longitud del lecho empacado en la zona de transferencia LMTZ,

De la Ec. 3-16,

LMTZ = (V/35)0,3 * (Z)

Donde,



LMTZ = (22/35)0,3 * (1,70) = 1,48 ft. Calcular la longitud total del lecho empacado, LT

LT = Ls + L MTZLT = 13,63 + 1,48 = 15,11 ft.

Usar LT = 15,5 ft (se redondea a fraccin 0,0 0,5) y dejar 6 ft por encima y 6 ft por debajo del lecho. Calcular la cada de presin a travs del lecho,

(gas) = PM(gas) / PM(aire) 0,6564

PM(aire) = 28,9625 lb/lb mol

PM(gas) = 0,6564 * 28,9625 = 19,01 lb/lb mol

R = 10, 73 psia ft3/ R lb mol

Densidad del gas,

De la Ec. 3-12 y la Tabla 3-2,

P = 0,2311 psi/ft * 15.5 ft = 3.58 psiValor de Diseo es 5 psi, por lo que el clculo esta en norma.

Calcular volumen total de tamiz,

Vms = 368 ft3 Calcular masa total de tamiz, Mms = Vms * ms = 368 * 42 = 15,456 lb.

Fig. 3-28

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)FIGURA 3-29


FIGURA 3-30

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)3.10 Platos y Empaques de las Torres FIG. 3-31 platos de vlvulas

Figura 3-32 Platos perforados

Fig. 3-33 Empaques o lechos

3.11 Caso de Estudio: Planta de Deshidratacin con TEG en Carrasco Cochabamba

PLANTA DE TEG.

La absorcin por TEG es la ms comn en las plantas gasferas de todo el mundo, debido a su alto rendimiento y eficiencia. Por ello se utiliza en la planta Carrasco deshidratacin por glicol y cribas moleculares.El glicol (Trietilen-Glicol TEG), en su proceso de absorcin (deshidratacin del gas), se presenta en dos estados que son:

Glicol Pobre.- Es el glicol puro, de fbrica o ya regenerado que mantiene un alto porcentaje de su pureza inicial (9698%), est en el tanque de surgencia del circuito de regeneracin, de donde a un determinado caudal y temperatura va hacia la torre contactora a cumplir con su funcin de absorcin.

Glicol Rico.- Es el glicol que ha sobresaturado sus molculas con agua presente en el gas que fluye en sentido inverso en la torre contactora, tiene una pureza de 91-93% aproximadamente; Luego sufre un proceso de regeneracin para adquirir sus condiciones inciales y llegar al tanque surgencia e iniciar un nuevo ciclo.

El proceso:La corriente de gas que sale de la planta de amina al 0% de CO2, se dirige hacia la torre de absorcin (T-01) y (T-02), en el cul se produce una deshidratacin del gas donde un gas saturado con agua entre 6 4,5 Lb/MPCD contenido de agua.El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado, regenerado en los tanques de calentamiento y vaporizacin a 350 F y bombeado a la torre.

El gas parcialmente deshidratado pasa por el separador horizontal V-05, el cul separa partes de glicol que pudo arrastrar el gas, para ir a las cribas moleculares y absorber el porcentaje sobrante de agua.

El glicol es sometido a calentamiento en el equipo regenerador, el cual emplea gas como combustible. De esta forma se logra la evaporizacin del agua presente, obteniendo glicol pobre en agua, el cual es reintroducido en el sistema por medio de las bombas a pistn, las cuales alcanzan presiones de hasta 1160 Psi y 100 F. El contenido de agua a la salida de la corriente de gas de la torre contactora de glicol es de 6,8 Lbs/MPC.

Tambin la absorcin por TEG, cuenta con un ciclo de regeneracin del mismo, el gas que sale de la torre contactora, se denomina glicol rico, este inicialmente va hacia la bomba, la cual permite bombear hacia un tanque de calentamiento y vaporizacin a 375 F, donde se evapora el agua atrapada y el gas que se encuentra en solucin se va a un tanque de flasheo, donde es separado. El TEG de ah va hacia unos filtros mecnicos y posteriormente pasa a un filtro de carbn activado, para finalizar en un tanque de almacenamiento, de este sale el TEG pobre que inicialmente pasa por un intercambiador Aire - TEG, para despus iniciar el ciclo de nuevo ingresando a la torre contactora de glicol.

Proceso TEG. La deshidratacin con glicol involucra la absorcin del agua del gas natural por el glicol a presin alta y temperatura baja y la reconcentracin del glicol a presin baja y temperatura alta. El secado ocurre en el absorbedor. El resto de los equipos eliminan el agua del glicol para reciclarla, este proceso es todo un ciclo.

Una de las causas para la prdida del glicol ocurre en la regeneracin, para ello se debe

tomar en cuenta varios factores, no solo para la prdida, sino tambin para evitar su deterioro, stos pueden ser: PH bajo

Demasiado alta la temperatura de regeneracin del glicol

Contaminaciones de todo tipo

Formacin de espumaA continuacin se muestra el interior de la torre contactora de glicol junto con sus partes internas ms importantes y necesarias de recalcar.

Torre de glicol

CRIBAS (MALLAS) MOLECULARES

Generalidades

En esta seccin se separa de la corriente gaseosa el ltimo resto de agua arrastrada, previo al ingreso a la seccin criognica de la unidad.

El contenido mximo de humedad del gas de alimentacin es saturado (debe ser de 7 Lb/MMSCF) y la concentracin de dixido de carbono no debe superar el 2,75 % molar,

segn diseo.

El separador consiste en un lecho de tamices moleculares, en el cual son adsorbidas selectivamente las molculas de agua, permitiendo el paso de los hidrocarburos.

La adsorcin del agua en el tamiz molecular contina hasta que no queden sitios disponibles sobre la superficie del adsorbente para alojar molculas de agua.

En este punto el lecho est saturado, y debe regenerarse para recuperar su capacidad de

retener la humedad.

Con el fin de garantizar una operacin contnua, la unidad posee dos columnas rellenas con los tamices moleculares, de forma tal que mientras en una de ellas tiene lugar el proceso de adsorcin, en la restante se regenera el lecho.

Los tamices moleculares son cristales que estn formados por silicio de aluminio producidos sintticamente (cermica sinttica) con molculas de sodio(Na) en los vrtices de los cristales, que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del gas.

Separador de entrada a las Cribas moleculares

La unidad de deshidratacin de Cribas moleculares est diseada para remover virtualmente toda el agua permaneciente desde la entrada del gas. Un sistema de dos camas asegura que una siempre este deshidratando mientras la otra esta regulando. La adsorcin est compuesta por una slica almina que sustrae y tiene 3 distintas fases cada ciclo.

1. Ciclo de Adsorcin.- El gas entra a la unidad y se mezcla con el gas de reciclo volviendo desde la entrada del sistema de estabilizacin. El gas combinado es entonces dirigido a travs del cambio de vlvulas de la parte superior del secador de las cribas moleculares (V-251 o V-252) que est en el ciclo de adsorcin.

Cada una de las cribas moleculares secadoras (V-251/525) contiene una reja de apoyo con un arreglo de acero limpio (tela de alambre. Las camas son llenadas con la siguiente lista que se presenta a continuacin.

a) 16Ft3 (6 layer) de de bolas cermicas

b) Pantalla flotante de acero limpio (trasladable)

c) 10.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 4 x 8 Mesh

d) 9.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 8 x 12 Mesh

e) 8 Ft3 (3 layer) de 1/8 bolas cermicas

f) 8 Ft3 (3 layer) de bolas cermicas.

En la foto se muestra las camas para las cribas moleculares

El vapor de gas es adsorbido hacia la superficie de los tamices. Los tamices son una sustancia cristalina de almina de silicato de quin la estructura molecular contiene agujeros con el tamao de una molcula de agua. Estos agujeros tienen una alta afinidad al funcionamiento normal de temperatura para atraer y capturar las molculas de agua (Adsorcin). A altas temperaturas alrededor de 400 F, la fuerza de atraccin se rompe y las molculas de agua se sueltan (Regeneracin). Esta es una reaccin fsica reversible, no una reaccin qumica irreversible, y por consiguiente los tamices moleculares pueden estar sujetos a este ciclo hasta su degradacin.

Cada torre es controlada automticamente para permanecer en el proceso por 12 horas y entonces ser regenerado por calentamiento por un periodo de 8 horas y enfriada por un periodo de 3,5 horas, resultando en 0,5 horas el periodo de standby. El caudal de gas seco se dirige hacia la unidad criognica.

La humedad del gas secado es monitoreado y grabado por el sistema para asegurar que el punto de roco del gas esta debajo de los 100 F. Normalmente habr un punto de roco de 200 F con un nuevo tamiz molecular y un punto de roco de 165 F con un viejo tamiz. El punto de roco del agua es necesario para prevenir el congelamiento y el hidrata miento de la formacin en la seccin criognica de la planta.

2. Ciclo de Regeneracin.- Durante la operacin, una torre de cribas moleculares estar en el ciclo de adsorcin mientras la otra estar en el ciclo de regeneracin. El ciclo de regeneracin consiste en tres pasos fundamentales:

1) Calentamiento (Dirige la humedad fuera de las cribas)

2) Enfriamiento (Devuelve a la cama la temperatura de entrada)

3) Standby (Esperar a que vuelva al servicio)

Calentamiento.- El propsito del ciclo de calentamiento es el de calentar el tamiz molecular a 450 500 F dirigiendo toda la humedad adsorbida en el tamiz durante el ciclo de adsorcin.

Enfriamiento.- El flujo de gas sin calentar pasa a travs de la misma ruta como la del calentamiento del gas, enfriando la torre de cribas y su contenido. El ciclo de enfriamiento es completado cuando la temperatura de las camas cae dentro de 10 a 15 F de la temperatura de entrada del gas.

Una vez la torre de Cribas moleculares se encuentra fra, sta est lista para volver a servicio

Stand by.- Es el tiempo de espera que se da por si la torre adsorbedora no ha terminado su ciclo todava.

Descripcin del diseo

Estructura de las cribas moleculares

aceite

CaCl2 slido

Gas hidratado

Gas deshidratado

Extractor de niebla

Solucin de salmuera

70

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Cap 3 Deshidratacion Del GN (1)

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