Cap 3 Deshidratacion

CAPÍTULO 3

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

3.1 Introducción

Todo gas natural de producción está totalmente saturado con agua en su fase de vapor,

porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además 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 formación de hidratos.

2. Cumplir con especificaciones como gas de venta.

3. Minimizar corrosión.

Para diseñar un sistema de deshidratación se requiere información preliminar tal como

presión, temperatura, composición y rata de flujo de gas. Normalmente el gas está saturado cuando

llega a la planta o cuando sale de una unidad de endulzamiento.

Sin embargo, por lo regular la composición de entrada se suministra en base seca; por lo

tanto, el contenido de agua del gas húmedo de entrada debe ser determinado.

Además, con base en la composición húmeda, debe determinarse la temperatura de hidrato a

una presión dada, a fin de que el gas pueda ser deshidratado lo suficiente para evitar la formación de

hidratos y cumplir con la especificación de contenido de agua.

La cantidad de agua a ser removida del gas húmedo o el contenido de agua en el gas seco,

depende de cuál 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 rocío por agua.

3.2 Contenido De Agua En El Gas Natural

El contenido de agua de una corriente de gas saturado, se puede determinar bien sea en

forma manual o usando un programa de computador para simulación de procesos. El método manual

que más 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, está limitada a

1

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 más agua a saturación 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 corrección por H2S y CO2.

Estas correcciones son significativamente más necesarias a más altas concentraciones y

presiones.

Para la carta de la Fig. 20-3 del GPSA la corrección 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 predicción de contenido de agua a presiones por encima de 1,500 psia.

La línea para formación de hidratos es aproximada y no debe usarse para predecir

condiciones de formación de hidratos.

El GPSA tiene dos métodos simples para determinar el contenido de agua de gases agrios.

Sin embargo, el primer método que consiste en un promedio aditivo de la fracción 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 ácido por debajo de 40%, mediante

el uso de la siguiente ecuación y las Figs. 20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.

W = yHC WHC + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S Ec. 3-1

Nótese que las Figs. 20-8 y 20-9 del GPSA suministran valores para el término 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 C02 y H2S puros.

El segundo método del GPSA que se basa en el uso de las Figs. 20-10 y 20-11 es más

seguro, pero tiene una aplicación limitada a 6,000 psia y requiere interpolación para determinada

presión entre las dadas en las cartas.

Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración "equivalente" de

H2S. Para propósitos de este método, se as une 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 métodos anteriormente descritos.

2

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 Ib/lbmol.

b. Si el gas está en equilibrio con una salmuera al 3 %.

Solución:

a. De la Fig. 3-1 (@ 150 °F y 1,000 psia), W = 220 Ib/ 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 = 0.93

W = 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.

M étodo 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

3

Fig 3-1 Contenido De Agua – Método De Mcketta

4

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

M étodo Dos

Convertir la composición de CO2 a una concentración "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 ρH2O= 350 lb/bbl :

W = 0.49 bbl/MMscf * 350 lb/bbl

W = 172 lb/MMscf (igual al experimental)

5

Recientemente Wichert and Wichert desarrollaron un método simple para el cálculo de

contenido de agua en gas agrio hasta con un 55 % de H2S "equivalente". El método aplica hasta 200

°C (393 °F) y 100 MPa (14,500 psia). Con base en pruebas del método hechas por los autores, los

resultados tienen una precisión de 5 -10 %. En la Fig. 3-4 se presenta la carta utilizada para este

método, en combinación con la Fig. 20-3 del GPSA. El siguiente ejemplo ilustra el uso de este método

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% molde H2S y 40% mol de CO2, a 100 °F y 2,000 psia.

Solución:

De la Fig. 3-1 (@ 100 °F y 2,000 psia), W(gas dulce) = 38 lb/MMscf

Calcular el H2S equivalente, H2S(equiv.) = 15(H2S) + 0.75(40(CO2))

H2S(equiv.) = 45 %

Fig. 3.3 Contenido de gases ácidos hasta 2000 Lpca

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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),

Relación cont. agua = 2.08

Calcular W(gas agrio), W(gas agrio) = 2.08 * 38 = 79.04 lb/MMscf

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Otro método para estimar el contenido de agua en gases dulces o agrios es el de Campbell.

Este método está desarrollado sobre una base teórica y aparentemente es confiable; sin embargo, no

muestra datos de prueba.

El contenido de agua saturada de una corriente puede también ser determinado usando un

programa de computador de simulación de procesos. En este caso se adiciona agua a la corriente de

gas hasta que una pequeña fracción en fase líquida aparezca. La precisión de los cálculos por

simulación depende de lo bien que la base termodinámica modele el sistema, normalmente se utilizan

ecuaciones de estado. Con base en comparaciones recientes de datos experimentales para gas

ácido, 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 ácido es un tema muy complejo. Los datos y métodos

presentados en el GPSA no deben ser usados para diseño final. Las Figs. 20-4, 20-5, 20-6 y. 20-7 se

basan en datos experimentales. Una determinación precisa de contenido de agua requiere un estudio

cuidadoso tanto teórico como con datos experimentales. En muchos casos datos experimentales

adicionales son la mejor forma para verificar valores predichos. Aún las más sofisticadas ecuaciones

de estado (EOS) pueden dar resultados de confiabilidad cuestionable.

Medición del Contenido dé Agua

Existen 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 millón en peso) o puntos de rocío menores de -40 °F es muy difícil. Para mayores referencias ver

el Cap 2 del Tomo I, donde se muestran los métodos de Campbell y Bukacek.

3.3 Hidratos de gas natural

El hidrato es un sólido complejo cristalino estable, con apariencia de hielo pero posee una

estructura diferente. Se forma en sistemas de gas o de líquidos recuperados del gas natural (NGL),

cuando el gas o el líquido está en o por debajo del punto de rocío del agua, normalmente cuando hay

presencia de agua líquida sin embargo; no necesariamente tiene que darse esta condición, pues una

vez que el gas este saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor a sólido sin formar

líquido. La temperatura de formación de hidrato a una presión dada depende de la composición del

gas.

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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 moléculas de agua

forman el enrejado, y los hidrocarburos, el N2, CO2, y H2S ocupan las cavidades. Las moléculas más

pequeñas (CH4, C2H6, CO2 y H2S) estabilizan formando un cuerpo cúbico centrado llamado Estructura

I, y las moléculas más grandes (C3H8, i-C4H10, n-C4H10) forman un enrejado tipo diamante llamado

Estructura II.

Las moléculas más grandes que el n-C4H10 no forman hidratos de Estructuras I y II; sin

embargo, estudios recientes indican que algunas isoparafinas y cicloalcanos más grandes que el

pentano forman hidratos de Estructura H.

Cuando se forman hidratos éstos tienden a bloquear tuberías, equipos e instrumentos,

restringiendo o interrumpiendo el flujo. En tomas de presión de medidores e indicadores, producen

falsas lecturas de presión y errores de medición. Una vez que se forman los hidratos su remoción es

bastante difícil.

Fig. 3-5 Formación de hidratos de metano.

Contenido de Agua en la Región de Hidrato

La Fig. 20-3 del GPSA se basa en el supuesto de que la fase de agua condensada es un líquido.

Sin embargo, a temperaturas por debajo de la temperatura de hidrato del gas, la fase condensada

será un sólido (hidrato).

El contenido de agua de un gas en equilibrio con un hidrato, será 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 líneas punteadas).

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La formación 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, composición del gas, presencia de sitios

nucleares de cristales en la fase líquida, grado de agitación, etc.

Durante esta transición (período de formación del hidrato), el agua líquida presente se denomina

liquido metaestable.

Agua metaestable es agua líquida la cual, en equilibrio existirá 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 región de hidrato es fuertemente dependiente de la

composición, luego la Fig. 20-13 no debe extrapolarse para otras composiciones.

Cuando se diseñan sistemas de deshidratación (particularmente con TEG) para cumplir con

especificaciones drásticas de bajos puntos de rocío de agua, se requiere determinar el contenido de

agua del gas en equilibrio con un hidrato usando una correlación como la que se presenta en la Fig.

20-13.

Si se usa una correlación metaestable, se puede sobreestimar el contenido de agua saturada del

gas a la especificación de punto de rocío, y como resultado se puede llegar a un diseño que no puede

alcanzar la remoción de agua requerida.

3.4 Predicción De Condiciones Para La Formación De Hidratos

Las condiciones para formación de hidrato pueden también ser calculadas en forma manual o

usando un programa de computador para simulación de procesos.

Los cálculos manuales pueden hacerse con base en los métodos del GPSA mediante el uso

de cartas o siguiendo un procedimiento de cálculo de equilibrio vapor/sólido.

En forma similar a como se hizo en los cálculos para contenido de agua en el gas, los cálculos

manuales para predecir la formación de hidratos deben ser ajustados para gases agrios. Baille &

Wichert desarrollaron una carta para estimar las condiciones de formación de hidratos en gas natural

agrio, la cual puede también usarse en gas dulce. Esta carta corresponde a la Fig. 20-27 del GPSA.

10

Con reconocidos programas de computador para simulación de procesos, es posible estimar

buenas condiciones para formación de hidratos con desviaciones de alrededor de 2 °F.

Generalmente estos programas se pueden usar en forma confiable para diseño,

especialmente, cuando el sistema, es complicado; como el caso de formación de hidratos sin que se

tenga agua libre condensada del gas, donde se requiere un modelo de cálculo termodinámico

riguroso.

Con las Figs. 20-15 a 20-17 se pueden hacer aproximaciones a las condiciones de formación

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 composición del gas.

Los siguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar su uso.

EJEMPLO 3-4

Encontrar la presión de formación de hidrato para el siguiente gas a 50 °F para el siguiente gas.

Componente Fracción mol PM lb/lbmol

Cl 0.784 16.043 12.58

C2 0.060 30.070 1.80

C3 0.036 44.097 1.59

IC³ 0.005 58.124 0.29

NC4 0.019 58.124 1.10

N2 0.094 28.013 2.63

CO2 0.002 44.010 0.09

Total 1.000 20.08

PM(mezcla) = 20.08 Ib/lbmol

γ(mezcla) = PM(mezcla)/PM(aire) = 20.08/28.964 = 0.693

De la Fig. 3-6 (@ 50 °F y gravedad específica de 0.7):

P = 320 psia

11

EJEMPLO 3-5

El gas del ejemplo anterior se expande de 1,500 psia a 500 psia. ¿Cuál es la temperatura

inicial mínima que permite la expansión sin que se forme hidrato?.

Fig. 3-6 Curvas de predicción de hidratos

12

Fig. 3-7 Expansión permisible sin la formación de hidratos a 0.7 de gravedad específica

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

13

La línea de presión inicial 1,500 psia se intercepta con la línea de presión final 500 psia por

encima de la curva de temperatura de 100 °F. Luego la temperatura mínima inicial será

aproximadamente 112 °F.

EJEMPLO 3-6

Determinar hasta dónde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y 100 °F sin

que se forme hidrato.


Encontrar la intersección de la línea de presión inicial 2?000 psia con la curva de iemperatura

inicial 100 °F.

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

EJEMPLO 3-7

Determinar hasta dónde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y 140 °F sin

que se forme hidrato.


La línea de presión inicial 2,000 psia no intercepta la curva de temperatura inicial 140 °F. Por

lo tanto, el gas puede expandirse hasta presión atmosférica sin que se forme hidrato.

14

Fig. 3-8 Expansión permisible sin la formación de hidratos a 0.6 de gravedad específica

Predicción de Formación de Hidratos con Base en la Composición para Gases Dulces

Un método más seguro para estimar condiciones de formación de hidrato es el de Katz , en el cual

se ejecutan cálculos tipo "punto de rocío" usando constantes de equilibrio vapor sólido KVS, las cuales

se muestran en las Figs. 20-19 a 20-25 del GPSA.

El equilibrio vapor sólido está definido por la ecuación:

Kvs = y/xs Ec. 3-2

15

Para propósitos de cálculo, el valor de KVS es infinito para las moléculas más grandes que nC4,

también para contenido de nC4 en una mezcla menor de 1 % y mayor de 6 % mol, y para nitrógeno. Si

el nC4 está en proporción 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

función objetivo:

Ec. 3-3

EJEMPLO 3-8

Calcular la presión de formación de hidrato a 50 °F para el siguiente gas:

ComponenteFracción mol

en gas

a 300 psia a 400 psia

KVS y/KVS KVS y/KVS

Metano 0.784 2.040 0.384 1.750 0.448

Etano 0.060 0.790 0.076 0.500 0.120

Propano 0.036 0.113 0.319 0.072 0.500

Isobutano 0.005 0.046 0.109 0.027 0.185

n – Butano 0.019 0.210 0.090 0.210 0.090

Nitrógeno 0.094 * 0.000 * 0.000

CO2 0.002 3.0 0.001 1.900 0.001

Total 1.000 0.979 1.344

* Valor infinito

16

FIGURA 3-9

17

FIGURA 3-10

18

FIGURA 3-11

19

FIGURA 3-12

20

FIGURA 3-13

21

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).

22

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 - 300

X = 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, está a 3,500 psia y 150 °F. ¿Cuáles serán las condiciones de hidrato cuando dicho gas se

expande?

Paso 1:

Hacer cálculos flash adiabáticos, a diferentes presiones finales y graficar presión-vs, temperatura

final. (Ver Fig. 3-15)

Presión Inicial

psia

Temperatura Inicial °F Presión Final

psia

Temperatura Final °F

3,500 150 300 38

3,500 150 400 45

3,500 150 500 52

3,500 150 600 58

3,500 150 700 64

23

Fig. 3-15

Paso 2:

Estimar presión de formación de hidrato para varias temperaturas (40, 50 y 60 °F) usando los datos

de equilibrio KVS. A continuación se muestra el cálculo para T = 40 °F. Graficar presión de hidrato

vs. temperatura en Fig. 3-15.

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ComponenteFracción mol

en gasa 200 psia a 300 psia

KVS y/KVS KVS y/KVS

C1 0.9267 2.2500 0.4119 1.7500 0.5295

C2 0.0529 0.5000 0.1058 0.2050 0.2580

C3 0.0138 0.0550 0.2509 0.0300 0.4600

iC4 0.0018 0.0225 0.0800 0.0105 0.1714

nC4 0.0034 * 0.0000 * 0.0000

nC5 0.0014 * 0.0000 * 0.0000

Total 1.0000 0.8486 1.4189

* Valor infinito

Se interpola linealmente, 0.8486 ----- 200 (1.4189 – 0,8486) = 0,5703

1.0000 ----- X (1.0000 – 0.8486) = 0,1514

1.4189 ----- 300 (300 – 200) = 100

0.5703 ----- 100

0.1514 ----- X – 200

X = 200 + (0.1514 * 100)/ 0.5703 = 226.6 psia

Paso 3:

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

hidratos.

El valor aquí calculado es 500 psia y 52 °F.

En la Fig. 3-16 se muestra el mismo cálculo pero hecho con el simulador de procesos

Hysys y el valor calculado es 675 psia y 56 °F.

25

FIGURA 3-16 simulación por sistema de procesos hysys

(EJEMPLO 20 – 8 GPSA)


26

Predicción de Formación de Hidratos para Gases con Alto Contenido de CO2/H2S

El método de Katz no debe usarse para gases con contenidos significativos de CO2 y H2S. En

este caso, puede utilizarse el método de Baille & Wichert con el cual se predice temperatura de

formación 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 3-10

Estimar la temperatura de formación de hidrato a 610 psia para un gas con la siguiente

composición.

Componente Mol %

N2 0.30

CO2 6.66

H2S 4.18

C1 84.25

C2 3.15

C3 0.67

iC4 0.20

nC4 0.19

C5 + 0.40

PM= 19.75 Ib/lbmol

Gravedad específica, γ = 0.682

Soluci ón (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 línea horizontal de γ = 0.682.

27

Fig. 3-16 b


3. Seguir en forma paralela la línea diagonal en el fondo de la gráfica 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 gráfica, con H2S = 4.18 % mol

interceptar con la línea de concentración de C3 = 0.67 % mol. Ir verticalmente hacia abajo hasta

28

encontrar la presión del sistema (0.610 x 10-3 psia) y leer la corrección en la escala de la izquierda

(-2.7 °F).

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

Nota: el ajuste de temperatura por corrección de C3 es negativo al lado izquierdo y positivo al

lado derecho de la gráfica.

3.5 Inhibición de Hidratos

La formación de hidratos puede prevenirse deshidratando tanto el gas como el líquido, para

eliminar la formación de agua condensada en fase líquida o sólida. Sin embargo, en algunos casos

este proceso puede no ser práctico o económico. En estos casos, la inhibición puede ser un

método efectivo para prevenir la formación de hidratos.

En la inhibición se inyecta un glicol o metanol a una corriente de proceso, donde se

combina con la fase condensada acuosa para bajar la temperatura de formación de hidrato a una

presión dada. Tanto el glicol como el metanol pueden ser recuperados en la fase acuosa para ser

regenerados y reinyectados. Para procesos de inyección continua hasta - 40 °F, normalmente los

glicoles ofrecen unas ventajas económicas comparadas con la recuperación de metanol por

destilación.

Sin embargo, a temperaturas criogénicas por debajo de - 40 °F, el metanol se favorece por

su baja viscosidad lo que facilita su separación del hidrocarburo por gravedad y porque la

viscosidad del glicol se vuelve excesiva dificultando la separación 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 más popular el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad y baja solubilidad en

hidrocarburos líquidos. En las Figs. 20-30 a 20-41 del GPSA se dan las propiedades físicas para

los glicoles más comunes y para mezclas glicol agua. En la Fig. 20-42 se suministra información

para glicoles puros y metanol.

Para que la inhibición sea efectiva, el inhibidor debe estar presente en el punto exacto en el

cual el gas húmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por ejemplo, en plantas de

refrigeración, glicol se inyecta en forma de rocío a la entrada del lado de los tubos del

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intercambiador gas - gas, y cuando el agua condensa, el inhibidor está presente para mezclarse

con ella y prevenir la formación de hidratos.

La inyección debe ser de forma tal que permita una buena distribución a través de cada

tubo o placas, en intercambiadores de calor operando por debajo de la temperatura de hidrato del

gas.

Soluciones glicol - agua e hidrocarburos líquidos, pueden formar una emulsión cuando se

agitan o cuando se expanden de alta a baja presión como en una válvula de expansión JT. Para

conseguir una completa recuperación del glicol diluido para posterior regeneración y reinyección,

debe hacerse un diseño cuidadoso del separador.

El regenerador en un sistema de inyección de glicol debe operarse para producir una

solución de glicol regenerado, cuyo punto de congelación esté por debajo de la mínima

temperatura encontrada en el sistema. Una concentración típica está entre 75 y 80% en peso. En

la Fig. 20-44 se muestra el punto de congelación para soluciones glicol agua a varias

concentraciones.

La concentración mínima de inhibidor en la fase de agua libre se puede estimar con la

ecuación 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 ecuación de Nielsen-Bucklin ofrece

mejor precisión:

d = -129.6 ln(XH2O) Ec. 3-5

El término "XH2O" es en fracción mol, no en peso por lo tanto con la Fig. 20-45 se hace la

conversión de porcentaje en peso de metano1 a fracción mol de agua.

30

Para concentraciones finales de EG mayores de 50 % peso y de metanol superiores a 75

% peso, se utiliza el método de Maddox et al., que aunque es iterativo converge rápidamente y se

detalla a continuación.

Ln (XH2O * θ H2O) = - 2063 * (1/T – 1/To) Ec. 3-6

donde, θ H2O = exp(C1Xi2 + C2Xi

3) Ec. 3-7

Para etilen glicol:

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

C2 = 478.42 - 16.65*T12 - 49132.20/T

Para 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 método para calcular temperatura de hidrato sin inhibidor.

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

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

4. Calcular θ 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.

Después de calcular la concentración final de inhibidor por alguno de los métodos anteriores,

se hace un balance de materia para determinar la rata de flujo de inhibidor requerido en la fase de

agua.

31

Ec. 3-8

La 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 presión de vapor del metanol es lo suficientemente alta para que

cantidades significativas se vaporicen.

Las pérdidas de metanol por evaporación se pueden estimar de la Fig. 20-51, la cual está

extrapolada para valores de presión por encima de 700 psia. Con dicha figura se puede subestimar

las pérdidas de metanol en la fase de vapor para altas presiones. Para el glicol las pérdidas por

evaporación son muy pequeñas y generalmente se ignoran en los cálculos.

Las pérdidas de inhibidor en la fase de hidrocarburo líquido son más difíciles 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 líquidos parafínicos como función de la temperatura y la concentración de metanol.

La solubilidad del metanol en hidrocarburos nafténicos es un poco menor que en parafínicos, pero

la solubilidad en hidrocarburos aromáticos puede ser cuatro a seis veces más alta que en

parafínicos.

La solubilidad del EG en la fase líquida de hidrocarburo es extremadamente pequeña. Para

propósitos de diseño se usa un valor de solubilidad de 0.3 lb por 1000 gal. (U.S.) de líquidos del

gas natural (NGL). Sin embargo, arrastres o cualquier otra pérdida mecánica, pueden ocasionar

pérdidas totales significativamente mayores.

La concentración final y la rata de flujo de inhibidor requerida, se pueden también calcular

con un programa de simulación de procesos. Se realizan cálculos 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 operación del sistema.

La concentración requerida de inhibidor pobre se fija típicamente 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 método de Maddox et al. Si los

32

resultados son consistentes, el paso a seguir es incrementar la concentración del EG. Sin

embargo, es necesario ser muy cuidadoso porque se incrementará la viscosidad.

A continuación 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

producción de condensado asociado es 127 lbmol/h. Calcular la cantidad de inhibidor requerido

(metanol y 80 % peso EG), para prevenir la formación de hidrato en la tubería.

Paso 1, Calcular la cantidad de agua condensada por día 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

C álculos para metanol - PM = 32

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

Depresión punto de congelación, d = 70 - 40 = 30 °F

De Ec. 3-4,

X1 = 0.291 fracción peso (>20 – 25 % peso)

De Ec. 3-5, XH2O = exp(d/-129.6) = exp(30/-129.6)

XH2O = 0.793 fracción mol

De Fig. 3-17 (@ XH2O = 0.793), XI,= 0.315 fracción peso (< 50 % peso), se usa este valor.

(Valor calculado con Hysys, XI = 0.312 fracción peso)

33

Paso 3, Calcular flujo másico 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 pérdidas por evaporación con Fig. 3-18.

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

Pérdidas evaporación = 1.05 (100 MMscfd)(21.5 % peso

MeOH)

Pérdidas evap. diarias = 3,308 lb/d

(Valor calculado con Hysys, Pérdidas evaporación = 2,952 lb/d)

Paso 5, Calcular pérdidas en fase hidrocarburo líquido con Fig. 3-19.

Pérdidas a @ 40 °F y 31.5 % peso MeOH,

Pérdidas en HC líq. = 0.16 % mol MeOH

Pérdidas diarias en HC líq. = (0.0016) * (127) lbmol/h*24 h/d = 4.9 Ibmol/d

Pérdidas diarias en HC líq. = 4.9 lbmol/d * 32 lbmol = 157 Ib/d

(Valor calculado con Hysys, Pérdidas en HC líq. = 158 lb/d)

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

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

C álculos para EG - PM = 62

34

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

Con d = 30 °F y PM = 62,

XI = 0.443 fracción peso de EG

(Valor calculado con Hysys, XI= 0.468 fracción peso)

Paso 8, Calcular flujo másico de EG en fase agua (EG = 80 % peso).

FIGURA 3-17


FIGURA 3-18

35


36

FIGURA 3-19


37

De Ec. 3-8, = 5,398 lb/d

(Valor calculado con Hysys, mI= 5,237 lb/d)

Para el Etilen glicol las pérdidas por vaporización y en la fase líquida de

hidrocarburo son despreciables. (Con Hysys también son despreciables).

3.6 Proceso De Deshidratación Con Glicol

Cuando la inhibición de hidratos no es factible o práctica, se usa el proceso de

deshidratación que puede ser con un desecante líquido o sólido; aunque usualmente es más

económico el proceso con líquido, cuando se cumple con las especificaciones de deshidratación

requeridas.

El glicol más comúnmente usado para deshidratación 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 deshidratación con glicol que se

muestra en la Fig. 3-20, puede observarse que el gas húmedo que llega a la unidad pasa por un

separador que comúnmente está 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 serpentín

condensador de reflujo y va al tanque "flash", en el cual se separa la mayor parte del gas disuelto.

38

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 aplicación de calor, a

presión muy cercana a la atmosférica.

El glicol pobre regenerado fluye a través del intercambiador de calor glicol rico –glicol pobre

y se recicla con bomba a la torre absorbedora, mediante enfriamiento previo.

Fig. 3-20 Diagrama de flujo de proceso

Unidad de deshidratación con glicol


39

En este capítulo se manejaran las diferentes tecnologías usadas para el fin de deshidratar

el gas.

Separador De Entrada

Una buena práctica es instalar un separador para el gas de entrada, aun si la unidad de

deshidratación está cerca al separador de producción. Se busca poder separar cantidades grandes

de agua fresca o salada, hidrocarburos, químicos de tratamientos o inhibidores de corrosión, a fin

de evitar su paso a la absorbedora o contactara, pues aun pequeñas cantidades de estos

materiales, causan pérdidas excesivas de glicol debido a la formación de espuma, reducen la

eficiencia e incrementan el mantenimiento.

Absorbedora

Es una vasija que puede ser de platos de burbujeo, de válvulas o con empaque que promueve el

proceso de absorción de agua del gas natural en una solución de glicol.

Tambor Flash

En este tambor la mayor parte del gas natural disuelto se separa de la solución de glicol

rico y se envía a gas combustible.

La presión de operación debe ser lo suficientemente baja para promover la separación del

gas, pero a la vez lo suficientemente alta para que pueda entrar al sistema de gas combustible.

Regeneradora O Despojadora De Agua

La despojadora contiene una sección de serpentín en la cima de la columna, a través de la

cual fluye glicol rico para enfriar los vapores que suben de la parte inferior.

Esto genera un reflujo que minimiza las pérdidas de glicol en el vapor de agua despojada.

Por debajo de la boquilla y distribuidor de entrada del glicol rico, se encuentra una sección

empacada usualmente con sillas de cerámica.

40

Rehervidor

El Rehervidor tiene que ser diseñado para suministrar el calor adecuado para elevar la

temperatura del glicol rico al nivel requerido para su regeneración. La temperatura del TEG no

debe ser superior a 400 °F para evitar su descomposición.

Bomba De Glicol

Esta bomba circula el glicol a través de los equipos. Puede ser manejada por motor

eléctrico o con gas a alta presión. Si se bombea glicol en exceso, no se alcanza la temperatura

requerida de regeneración en el rehervidor.

Pérdidas De Glicol

Un nivel aceptable de pérdidas está 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 pérdidas ocurren en la cima de la contactora influenciadas por la temperatura y presión

de operación, en la torre regeneradora y por fugas en la bomba, filtros, tuberías y durante limpieza

de filtros.

Aspectos Ambientales

En el proceso de regeneración 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 atmósfera.

Desafortunadamente, el glicol no solamente absorbe agua en la contactora sino

hidrocarburos y gas ácido. Los hidrocarburos parafínicos normalmente no se absorben pero los

aromáticos sí.

En la página 20-32 del GPSA puede observarse que cantidades substanciales de ciertos

aromáticos pueden ser absorbidos para ser luego liberados a la atmósfera, a menos que dichos

vapores sean capturados de alguna manera, mediante procesos que son generalmente costosos.

La evaluación del sistema de TEG involucra establecer su concentración mínima para

alcanzar la especificación de punto de rocío por agua. La Fig. 20-54 del GPSA muestra el punto de

rocío por agua de una corriente de gas natural en equilibrio con una solución de TEG a varias

concentraciones y temperaturas.

41

Esta figura puede usarse para estimar la concentración requerida de TEG para una

aplicación particular, o la depresión teórica del punto de rocío para una temperatura dada y

determinada concentración de TEG.

Valores de punto de rocío reales de salida dependen de la rata de circulación de TEG y del

número de etapas de equilibrio. Los datos de la Fig. 20-54 son relativamente insensibles a la

presión y dicha figura puede usarse hasta 1,500 psia con pequeño error.

Una vez se determina la concentración de TEG, debe determinarse la rata de circulación y el

número de platos o altura de empaque. En las Figs. 20-55 a 20-59 del GPSA se presenta la

relación de remoción de agua a rata de circulación de TEG, para varias concentraciones y número

de etapas teóricas de equilibrio.

GUÍAS DE DISEÑO Y OPERACIÓN PARA INHIBICIÓN DE HIDRATOS Y

DESHIDRATACIÓN CON GLICOL

1. Como criterio de diseño el flujo real de inhibidor debe ser aproximadamente el doble del

flujo calculado en forma teórica.

2. Cuando se utiliza el glicol para prevenir formación de hidratos, la regeneración se hace

hasta 60-80 % peso.

3. Cuando se utiliza glicol en el proceso de deshidratación, la regeneración se hace a la

mayor pureza posible 99 .5 % peso o más.

4. Si en una instalación existen los procesos de inhibición de hidratos y deshidratación con

glicol, se requieren dos sistemas independientes para su regeneración.

5. Como en la operación real no se da la condición de equilibrio sino una condición

dinámica, para diseño se usan aproximaciones como por ejemplo, si el objetivo es una

depresión hasta O °F, se trabaja con -10 / -20 °F o sea una aproximación de 10/20 °F. Si

los cálculos dan que se requiere una pureza de glicol de 99 %, se trabaja con 99.5 %.

42

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 húmedo en el

fondo, a fin de evitar condensación de hidrocarburos del gas que causen formación de

espuma.

7. Diseños económicos utilizan ratas de circulación de 2 – 5 gal TEG/lb H2O absorbida.

8. El número de platos teóricos típicos entre 1 – 3, los platos reales entre 4 y 12. La

conversión 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

válvulas. Para empaque, la relación de altura equivalente de empaque a plato teórico

(HETP) varía con la rata de circulación 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 húmedo debe estar entre 60 – 120 °F. Cuando la

temperatura de la absorbedora está por debajo de 60 °F, el incremento en la viscosidad

del TEG puede reducir la eficiencia en la transferencia de masa.

10. El espaciamiento típico entre platos en la absorbedora es 24 pulgadas. Sin embargo, la

altura total de la torre estará de acuerdo con el número de platos o la altura de empaque

requerida, más de 6 – 10 adicionales para permitir el retiro de vapor al líquido por encima

del plato de cima, distribución 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 líquido vs. Flujo de gas; sin embargo, el empaque estructurado

está siendo muy aceptado, porque permite reducción significativas en diámetro, y alguna

reducción en altura.

12. El diámetro 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.

43

v = , ft/s ó G = ; lb/(h-ft2)

Para platos,

, in Ec. 3-9

Para empaque estructurado,

Ec. 3-10

13. Los vendedores de empaque estructurado utilizan una variable F, para dimensionar

absorbedoras de glicol, definida como:

Fs = v Ec. 3-11

Valores de Fs = 2,5 – 3,0 generalmente suministran un buen estimativo del diámetro de la

absorbedora con empaque estructurado.

TABLA 3-1 Factores k – c para velocidad de vapor

K factores

ft/s

C factor

ft/h

Plato de burbujeo, espaciamiento

20”

24”

30”

0,14

0,16

0,17

504

576

612

Empaque

Estructurado

Al azar

1 inch Pall rings

2 inch Pall rings

0,3 a 0,4 *

0,13 – 0,18

0,19 -0,26

1080 a 1440 *

468 - 648

684 - 936

* Depende de la densidad del empaque y el vendedor.

TAMBOR FLASH

44

14. Para desgasificación se requiere un tiempo de retención mínima de 3 – 5 minutos. Si se

va a remover hidrocarburo líquido, se requiere un tiempo de retención de 20 – 30 minutos.

15. Presión de operación = 60 psig.

16. Temperatura de operación = 140 – 160 °F si a continuación 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 frío ≈ 150 °F.

19. Aproximación “approach” lado caliente ≈ 40 °F.

DESPOJADORA DE AGUA

20. Presión ≈ atmosférica.

21. Temperatura de fondos: TEG < 400 °F (preferible 380 °F)

TEG > 340 °F (preferible 320 °F)

22. Temperatura de cima para minimizar pérdidas de glicol = 210 °F.

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

24. Cantidad de calor “Duty” en condensador para minimizar pérdidas ≈ 25% del calor de

vaporización del agua absorbida.

25. Número de platos teóricos 3 – 4 (Rehervidor, 1 – 2 platos teóricos y condensador).

26. La cantidad de calor “Duty” del rehervidor está en el orden de 1 500 Btu/gal de glicol

recirculado.

ENFRIADOR DE GLICOL POBRE

45

27. Temperatura del glicol pobre a la absorbedora = Temperatura de entrada del gas húmedo

+ 5 a 10 °F.

A continuación con el Ejemplo 12, se explican los cálculos 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 húmedo de 51,4 MMscfd con gravedad específica γ = 0,6564 y z =

0,8629 entra a una contactora con TEG a 950 psia y 100 °F. La especificación de humedad para el

gas de salida es 7 lb de H2O/MMscf. El número de platos reales de la contactora es 8.

Calcular el diámetro y la altura para platos de burbujeo y empaque estructurado. Usar una

temperatura de aproximación de 10 °F para el punto de rocío.

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.

SOLUCIÓN.-

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:

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

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

En la Figura 3-1, (@ 7 lb H2O/MMscf, 950 psia),

Punto de rocío = 31 °F

4. Descontar la temperatura de aproximación al punto de rocío por agua:

T punto de rocío con aproximación = 31 - 10 = 21 °F

5. Determinar la concentración de TEG para la temperatura de equilibrio del punto de

rocío con aproximación:

46

En la Figura 3-21 (@Pto. Rocio del equilibrio = 21 °F y T contactora = 100 °F),

Concentración de TEG = 98,5 % peso.

6. Determinar (Win - Wout) / Win :

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

Fig. 3-21


7. Determinar el número de platos teóricos:

Para platos de burbujeo se toma una eficiencia de 25 %

47

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

8. Determinar rata de circulación de TEG en gal de TEG/lb H2O:

En Figura 3-22 (@ (Win - Wout) / Win = 0,89

Concentracíon de TEG = 98,5 % peso).

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

9. Determinar la rata mínima de circulación de TEG:

10. Determinar la densidad de TEG:

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

Densidad Relativa de TEG = 1,109

ρTEG = 1,109 * 62,4 lb/ft3

11. Determinar la densidad del gas:

ρgas = (2,7*P*γgas) / (z*T)

ρgas = (2,7*950*0,6564) / (0,8629*560) = 3,48 lb/ft3

12. 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 diámetro de la contactora y altura de platos y empaque:

Para platos de burbujeo,

48

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.

FIGURA 3-22

49


Altura de empaque = N * 60 in/plato teórico = 2 * 60 = 120 in = 10 ft.

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

50

De la Figura 20-32 (@ 60 °F y Concentración 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

Concentración de TEG = 98,5 % peso),

Cp = 0,655 Btu/lb °F.

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

Qs = 553 Btu/gal de TEG

b) Calor de vaporización del agua absorbida:

De la Figura 23-2 del GPSA, se lee el calor de vaporización del agua a

presión atmosférica, ΔHv = 970 Btu/lb de H2O.

FIGURA 3-23


51

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 pérdidas.

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

Qrb = 1133,6 Btu/gal TEG

El nivel de deshidratación del gas depende de la composición del glicol pobre alcanzada en

la regeneradora.

Como la temperatura en el rehervidor no puede ser superior a 400 °F para evitar la

degradación del TEG, su pureza está limitada a 98,4 - 98,8 % en peso.

Si se requiere una pureza mayor para secar el gas, debe hacerse mejoras al proceso de

regeneración tales como gas de despojo, adición de un hidrocarburo líquido volátil (DRIZO) o el

proceso COLDFINGER. Estos procesos mejorados se describen en las páginas del GPSA, desde

la página 24 hasta la página 34.

Para dietilen glicol (DEG) la temperatura del rehervidor está limitada a 320 °F, lo cual a su

vez limita la pureza a 96 – 97 % peso.

FIGURA 3-24

52


LISTA DE PASOS SENCILLOS PARA EL DISEÑO DE UNA ABSORBEDORA DE TEG.-

53

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

2. Determinar la cantidad d agua removida

Δ H2O = Win - Wout

3. Hallar el Punto de Rocío del Gas (Tr ) , usar gráfica del Método de Mcketa.

4. Definir el Punto de Rocío por aproximación.

Tra = Tr - Ap

5. Hallar la pureza del TEG mediante la Figura 20-54 del GPSA.

6. Determinar el número de platos teóricos de la absorbedora.

N = NR * EF

Para platos de burbuja EF = 0,25

Para platos tipo válvula EF = 0,33

7. Hallar la relación:

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: γTEG

ρTEG = γTEG * 62,4 [lb/ft3]

11. Calcular la densidad del gas:

ρgas = (2,7*P*γgas) / (z*T)

12. Hallar la velocidad

54

v = [ft/s] , hallar K de Tabla 1.

13. Calcular el diámetro de la torre:

14. Hallar la altura de la torre:

H = espaciamiento (20-60) * N

R

15. Para empaque estructurado:

16.

Altura de empaque = N * 60 in/plato teórico

3.7 Planta De Deshidratación Con Desecante Sólido.-

El uso de absorbentes sólidos es una práctica común, para lo cual se requiere que el gas

húmedo saturado se ponga en contacto con una substancia sólido que tiene gran afinidad por el

agua, como la sílica gel, la alúmina y los tamices moleculares. Eventualmente cada uno de estos

materiales alcanza su capacidad de adsorción y tiene que ser regenerado.

Este proceso requiere dos o más 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 está en

operación de adsorción de agua del gas, mientras que la otra está en regeneración y enfriamiento.

Típicamente un ciclo de adsorción está entre 8 y 10 horas, el de regeneración 5 horas y el de

enfriamiento entre 3 y 5 horas.

Generalmente las unidades con desecante sólido son más costosas que las unidades con

glicol. Por lo tanto, su uso está limitado a aplicaciones de gases con alto contenido de H2S,

requerimientos de muy bajos valores de punto de rocío como en procesos criogénicos (valores

requeridos de puntos de rocío de – 70 ° F a – 150 ° F y más bajos), y casos especiales como

gases que contienen oxígeno.

55

En la Figura 20-67 del GPSA, se muestran los diferentes desecantes usados para la

deshidratación del gas natural, presentando sus propiedades típicas.

Fig. 3-25 Propiedades de los desecantes.

Con sílica gel se alcanzan puntos de rocío de - 70 a - 80 °F, con alúmina valores de - 100

°F y con tamiz molecular - 150 °F y más bajos con diseños especiales y control operacional muy

estricto.

Estos compuestos sólidos se preparan en formas esféricas, como pepas ligeramente

elípticas de diámetros 4-6 mm, o en el caso de los tamices moleculares, generalmente en forma de

pequeños cilindros de 2 - 3 mm de diámetro y 6 - 8 mm de longitud. En la Fig. 20-67 del GPSA se

suministra un resumen de las propiedades físicas de los materiales desecantes más comunes.

Cada uno de estos compuestos tiene sus características propias de adsortividad por agua

y el diseñador tiene que escoger el material que más se acomode a sus necesidades. Una

ilustración gráfica de las capacidades adsortivas de varios adsorbentes se muestra en la Fig. 20-

68. Los cálculos de proceso para deshidratación con desecante sólido generalmente se hacen a

mano, o los hace el vendedor del material desecante. Los simuladores de proceso comerciales no

ejecutan este tipo de cálculos. A continuación se describe el proceso manual de cálculo del GPSA.

DISEÑO DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN CON DESECANTE SÓLIDO.-

El primer parámetro a estimar es la velocidad superficial permisible a través del lecho. La caída de

presión a través del lecho está relacionada con la velocidad superficial por la ecuación modificada de

Ergun:

Ec. 3-12

56

Tabla 3-2 Constantes para la ec. 3-12

Tipo de Partícula B C

1/8” redondeada 0,0560 0,0000889

1/8” cilindro comprimido 0,0722 0,0001240

1/16” redondeada 0,1520 0,0001360

1/16” cilindro comprimido 0,2380 0,0002100

La Figura 20-69 del GPSA, relaciona la velocidad superficial V con la presión del sistema y

fue derivada de la anterior ecuación para una determinada composición de gas y una relación ΔP/L

igual a 0,333 psi/ft. La caída de presión de diseño esta alrededor de 5 psi y no se recomienda

caídas mayores de 8 psi, dando que el desecante es frágil y se puede quebrar por el peso del

lecho y las fuerzas de caída de presión. Por lo tanto siempre debe revisarse la caída de presión

después de fijarse la altura del lecho. A continuación se determina el diámetro del lecho con la

siguiente ecuación:

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 esté saturado con

agua, pero requieren grandes lechos y por tanto grandes costos de inversión.

Durante el ciclo de adsorción se puede considerar que el lecho está compuesto de tres

zonas. La zona de la cima llamada zona de saturación o equilibrio, en la cual el desecante está en

equilibrio con el gas húmedo que entra. La zona media o zona de transferencia de masa, la cual no

está 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 saturación y de

transferencia de masa se van corriendo hasta que se saca de servicio la vasija para regeneración.

En la zona de saturación 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

57

cercana a 20 %, 13 % representa una capacidad aproximada para un tamiz de 3 – 5 años de uso.

Esta capacidad debe ajustare cuando el gas no esta saturado con agua o la temperatura está por

encima de 75 °F. En las Figuras 20-70 y 20-71 se encuentran factores de corrección para tamiz

molecular. Para calcular la masa de desecante requerida en la zona de saturación 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 ρms es 42 – 45 lb/ft3 para partículas esféricas 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 saturación 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”

Z = 0,85 para tamiz molecular de 1/16”

La altura total del lecho es la suma de las alturas de la zona de saturación 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 distribución apropiada del gas.

58

FIGURA 3-26 a

DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESO DE SISTEMAS MEJORADOS DE REGENERACIÓN DE TEG


59

FIGURA 3-26 b

SISTEMA DE TORRES GEMELAS - PROCESO DE DESHIDRATACIÓN CON DESECANTE SÓLIDO


60

CÁLCULOS PARA LA REGENERACIÓN:

El primer paso es calcular el calor total requerido para desorber el agua y calentar

el desecante y la vasija. Se consideran pérdidas 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 través del lecho con el tiempo, durante el ciclo de regeneración.

El tiempo de calentamiento normalmente es 50 - 60 % del tiempo total de

regeneración el cual debe incluir un periodo de enfriamiento. Para un ciclo de adsorción de

8 horas, la regeneración normalmente consiste en 4 ½ horas de calentamiento, 3 horas de

enfriamiento y ½ hora en parada y cambio. Para ciclos mucho más largos el tiempo de

calentamiento puede alargarse en la medida que se mantenga una caída mínima de

presión de 0,01 psi/ft.

Ec. 3-22

Mediante la Figura 20-73 se puede estimar la velocidad mínima requerida para

conseguir una caída de presión 0,01 psi/ft.

COMENTARIOS GENERALES

61

El lecho de desecante se coloca encima de un lecho de soporte que incluye entre tres y

cinco capas de bolas de cerámica dispuestas en tamaños graduales (la más pequeña arriba).

Sobre la parte superior del lecho desecante se instala una malla y encima de ella una capa de

bolas de cerámica.

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 sólidos producen polvo, frecuentemente se instalan filtros de 1 miera

en la salida de la unidad de deshidratación para proteger los equipos aguas abajo.

3.8 DESHIDRATACIÓN CON CLORURO DE CALCIO

El cloruro de calcio se usa como un desecante consumible para deshidratación de gas

natural. Es una sal altamente higroscópica que se usa principalmente en áreas remotas y para

pequeños flujos. El equipo como puede observarse en las Fig. 3-27.a, Fig. 3-27.b , está

compuesto, por una torre la cual tiene una sección de separación en la parte baja. Por otro lado, en

la Fig. 3-27.c, se pueden ver las zonas de acción que tienes este tipo de torre.

Por encima del separador hay una sección de contacto de aproximadamente 3 a 4 platos.

Posteriormente hay un plato soporte sobre el cual se instala el CaCl2 en forma de píldoras o balas.

El gas entra a la sección de separación en la cual se remueve cualquier líquido que lleve. A

continuación saturado de humedad, fluye hacia arriba a través 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 disolviéndose 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 típica del CaCl2 es 0.3 lb CaCl2 / lb H2O. Las velocidades superficiales en el

lecho son 20 - 30 ft/min y la relación L/D para el lecho debe ser al menos 3 a 4:1. El C aCl2 debe ser

cambiado periódicamente usualmente cada dos a tres semanas. La incorrecta disposición de la

salmuera puede ocasionar problemas ambientales, generalmente es inyectada a un pozo.

62

FIGURA 3-27. a

DESHIDRATADOR TÍPICO CON CLORURO DE CALCIO CaCl2


FIGURA 3-27. b

DESHIDRATADOR TÍPICO CON CLORURO DE CALCIO CaCl2

63

Fuente: Presentación Dr. Saul Escalera.

FIGURA 3-27. c

DESHIDRATACIÓN CON CLORURO DE CALCIO CaCl2

“Zonas de acción del deshidratador”

Fuente: Presentación Dr. Saul Escalera.

3.9 DESHIDRATACIÓN CON MEMBRANA PERMEABLE

64

aceite

CaCl2 sólido

Gas hidratado

Gas deshidratado

Extractor de niebla

Solución de salmuera

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 característica que es

función de su capacidad para disolverse y difundirse a través de la membrana.

El mecanismo que maneja la separación de un componente en una mezcla gaseosa, es la

diferencia entre su presión parcial a través de la membrana. Una corriente de gas presurizada fluye

dentro de un separador con membrana, los componentes rápidos tales como el agua y el CO2 se

infiltran a través de la membrana.

Estos productos infiltrados se colectan a una presión reducida, mientras que la corriente

que no se infiltra como el gas natural seco, sale del separador a una presión 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 está a más baja presión que la corriente de gas seco. Por esta razón,

este tipo de separador se usa solamente en plantas que pueden utilizar el gas combustible de baja

presión de la corriente infiltrada.

Fig 3-27 Sistema de deshidratación con membrana permeable

65

EJEMPLO 3-13

Para el gas y las condiciones del anterior, con viscosidades de 0,014 cP, calcular el

diámetro, la altura, la caída de presión y la cantidad en lbs de desecante sólido para una

absorbedora con tamiz molecular de 1/8” cilindro comprimido (extrudate).

SOLUCIÓN:

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 * 0,08629 * 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

66

Calcular el diámetro 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 corrección de saturación para tamiz Css.

De la Fig.3-29 (@ 100 °F) Css = 1,0

Calcular el factor de corrección por temperatura CT,

De la Fig. 3-30 (@ 100 °F) CT = 0,93

Calcular la cantidad de tamiz molecular requerida en zona de saturación Ss, se asume que

se remueve toda el agua presente en el gas y un ciclo de 12 hrs (0,5 días):

De la Ec. 3-14,

Wr = W * Q * t

Ss = 13605 lb de tamiz molecular en zona de saturación

Determinar la densidad del tamiz molecular, ρms

67

De Figura 20-67 del GPSA (@ 1/8” y Linde 4A Extrude Cylinder)

ρms = 42 lb/ft3

Calcular la longitud del lecho empacado en la zona de saturación 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, Z = 1,70 para tamiz molecular de 1/8”

Z = 0,85 para tamiz molecular de 1/16”

LMTZ = (22/35)0,3 * (1,70) = 1,48 ft.

Calcular la longitud total del lecho empacado, LT

LT = Ls + L MTZ

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

Usar LT = 15,5 ft (se redondea a fracción 0,0 ó 0,5) y dejar 6 ft por encima y 6 ft por

debajo del lecho.

Calcular la caída de presión a través del lecho,

68

γ(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,

ΔP = 0,2311 psi/ft * 15.5 ft = 3.58 psi

Valor de Diseño es 5 psi, por lo que el cálculo esta en norma.

Calcular volumen total de tamiz,

Vms = 368 ft3

Calcular masa total de tamiz,

69

Mms = Vms * ρms = 368 * 42 = 15,456 lb.

Fig. 3-28


70

FIGURA 3-29


71

FIGURA 3-30


3.10 Platos Y Empaques De Las Torres

72

FIG. 3-31 platos de válvulas

Figura 3-32 Platos perforados

Fig. 3-33 Empaques o lechos

73

Cap 3 Deshidratacion

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