Deshidratación Del Gas Natural 2-2012 Unefa

GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos,

que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el petróleo, y que a condiciones

atmosféricas permanece en fase gaseosa. Estos hidrocarburos responden a la fórmula CnH2n + 2 ,con

cantidades menores de gases inorgánicos como: el Nitrógeno, el Dióxido de Carbono, Sulfuro de

Hidrógeno, Monóxido de Carbono (C0), Oxígeno, Vapor de Agua, etc. Todos estos componentes son

considerados impurezas del gas natural, algunas de estas impurezas causan verdaderos problemas

operacionales (corrosión en los equipos). El componente principal del gas natural es el metano, cuyo

contenido varía generalmente entre 60 y 90 % en volumen. Contiene también, etano, propano, butano

y componentes más pesados en proporciones menores y decrecientes.

CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL SEGÚN SU ORIGEN Y SU COMPOSICIÓN

Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado.

Gas asociado : Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el

petróleo. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se

considera que en los yacimientos se forman capas de gas.

Gas no asociado : Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco.

En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a

condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una

pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos

PROCESAMIENTO DE GAS Y PETRÓLEO I FACILITADOR: ING°. JOSELYS SALAZAR

líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto

principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor

a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+). La

obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

Según su composición:

Gas Ácido: Es aquel que contiene contaminantes que lo hacen menos comercial y que

requiere tratamientos especiales para su producción, transporte y utilización. Los principales

contaminantes son el azufre, en forma de diferentes compuestos y el dióxido de carbono, los

cuales deben ser eliminados antes de su comercialización. Los compuestos de azufre son las

impurezas más agresivas en el gas natural, porque sus reacciones químicas producen

compuestos tóxicos y altamente corrosivos. Este en un gas cuyo contenido de sulfuro de

hidrógeno (H2S) es mayor que 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un

gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V de (H2S).

Gas Dulce : Este es un gas que contiene cantidades de H2S, menores a cuatro (4) partes por

millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de C02.

Gas pobre o Gas seco : Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases

licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido fundamentalmente de

metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de

hidrógeno (H2). La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido

a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario

mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del

gas en el subsuelo.

Gas Rico o Gas Húmedo : Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de

hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas). No existe ninguna relación con

el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo

existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de

gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al

salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos

líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran

importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de

poder de comercialización. Este tipo de gas se encuentra constituido mayormente por propano

y butano, los cuales se licuan por compresión.

Gas condensado : Este gas se puede definir como un gas con líquido disuelto. El contenido de

metano es mayor a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanza valores

mayores a 12,5%. La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y


temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta

condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la

mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos

yacimientos.

INDUSTRIALIZACIÓN Y TRATAMIENTO DE GAS NATURAL

El proceso de la industrialización del gas natural comprende una serie de etapas, por ejemplo:

Obtención, Tratamiento, Compresión, Transporte, Almacenaje, Regulación de las Presiones,

Distribución, Medición y Utilización.

Cada una estas etapas encierra una serie de procesos, además de una técnica, las cuales han ido

evolucionando con el crecimiento y perfeccionamiento de la industria del gas natural. El tratamiento e

industrialización del gas natural, juegan un gran papel en el desarrollo de la industria del gas, ya que

contar con procesos de alta tecnología y eficiencia de estos procesos permitirá un mejor desarrollo.

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los agentes contaminantes, incluyendo los

componentes corrosivos (vapor de agua y gases ácidos, sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno con su

carácter contaminante) y los que reducen el poder calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno;

además de los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (como el agua y Dióxido de


Carbono), para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen

materias primas básicas para la industria petroquímica.

Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua,

usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento

(eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono con soluciones absorbentes) y la

recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos

componentes a bajas temperaturas del orden de 212 °F, y destilación fraccionada de los líquidos

condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos

recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre (S) en forma líquida o sólida.

DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL

La deshidratación del gas natural se define como la remoción del agua en forma de vapor que se

encuentra asociada con el gas desde el yacimiento. Este proceso es necesario para asegurar una

operación eficiente en las líneas de transporte de gas y dependiendo de la tecnología empleada el

contenido de agua del gas ya deshidratado puede ir desde 7 lb/MMSCF hasta partes por millón. Los

principales procesos empleados son, absorción utilizando trietilenglicol y el de adsorción mediante el

uso de tamices moleculares (aluminio-silicato de calcio-sodio). La remoción del vapor de agua

previene la formación de hidratos del gas, los cuales son cristales blanquecinos, parecidos a la nieve,

y que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La

composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad

específica de los hidratos está por el orden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los

hidrocarburos líquidos. La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que se encuentre

agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos.

La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente:

a.- Condiciones Primarias

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

o en presencia de agua libre.

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

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

4. Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias:

1. Altas velocidades de los fluidos


2. Presiones pulsantes o inestables

3. Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación

4. Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos

Proceso para la formación de hidratos en el Gas Natural: Ocurre fundamentalmente, porque la

humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con los hidrocarburos a baja

temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de la fuerte reducción de presión, que puede

ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la Planta, se origina una importante disminución de

temperatura como consecuencia de la brusca expansión del gas, provocando la formación de

hidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especie de nieve en la instalación. Por dicho

motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcan fuertes caídas de presión, se adopten

medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos hidratos afectan el normal

funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son :

Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas.

Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada

valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarse hidratos

si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello este

inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el

gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32 °F. Ello se efectúa mediante

procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la

formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el

metanol.

La formación del hidrato es comúnmente confundida con la condensación. La diferencia entre ambas

debe ser claramente entendida.

La condensación del agua del gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura está en el punto

de rocío o por debajo del mismo a esa presión. El agua libre obtenida bajo estas condiciones es

esencial para la formación de hidratos que ocurrirá el punto de temperatura del hidrato o por debajo

de ese punto a esa misma presión.

Durante el flujo de gas natural, es necesario evitar condiciones que faciliten la formación de hidratos.

Además, los hidrocarburos más pesados que el butano en el gas natural, llamados comúnmente

gasolina, también deben eliminarse, dado que condensan a lo largo de los conductos creando

problemas en el transporte y su contenido afecta los límites establecidos para el poder calorífico del

gas. Por otra parte, la recuperación de la gasolina del gas natural resulta beneficiosa

económicamente. Esto es esencial ya que los hidratos pueden atorar el flujo en las líneas de


superficie y otro equipo. La formación de hidratos en el flujo resulta en un valor menor de las

presiones medidas de la boca del pozo. En un medidor de la tasa de flujo, la formación de hidratos

genera una aparente tasa de flujo más baja. La formación excesiva de hidratos también puede

bloquear completamente las líneas de flujo y el funcionamiento del equipo.

La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en

forma gráfica, como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas.

TFH¿1,57206∗P❑(0,8606−0,0474 LnP )

Donde:

TFH: Temperatura de Formación del Hidrato ( °F)

P: Presión de operación del sistema (lpca)

Consecuencias del vapor de agua en el gas natural:

El vapor de agua es uno de los problemas más comunes y menos deseables en el gas natural, ya

que puede condensarse al ser enfriado o comprimido. El agua líquida aumenta el potencial corrosivo

de la corriente, mientras que la formación de hidratos sólidos o hielo representa un peligro inminente

en el taponamiento y fractura de tuberías, accesorios o líneas de gas.

1. El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que pueden obstruir

válvulas, tubería, etc.

2. El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si contiene CO2 o H2S.

3. El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden condensarse causando

condiciones lentas de flujo.

4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas natural, por lo tanto se

reduce la capacidad de la línea.

5. La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital para prevenir la

formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja temperatura.

Considerando lo anteriormente mencionado, resulta obvia la necesidad de deshidratar el gas antes de

ser transportado por líneas de transmisión.

Deshidratación del Gas Natural.


Actualmente, existen diversos procesos disponibles para la deshidratación del gas, algunos de ellos

se mencionan a continuación:

Absorción a partir de líquidos higroscópicos (líquidos desecantes). Estos pueden ser empleados

en plantas de deshidratación o mediante la inyección del líquido como spray en la corriente de

gas de entrada para inhibir la formación de hidratos.

Adsorción con sólidos activados desecantes: Se emplea alúmina y bauxita activada, gel sílice,

ácido sulfúrico y soluciones concentradas de cloruro de calcio o de tiocianato de sodio. Para este

tipo de plantas es necesario emplear torres empacadas para el tratamiento en contracorriente del

gas con el reactivo, junto con regenerador para agente deshidratante.

Condensación por enfriamiento: se utilizan serpentines refrigerados, este método es más costoso

cuando no hay vapor de escape disponible para los ciclos de refrigeración.

Compresión.


DIAGRAMA DE FLUJO PARA PROCESO DESHIDRATACIÓN EN SISTEMA DE TORRES DOBLE CON AGENTE DESECANTE SÓLIDO

Absorción por contacto con una corriente líquida: Históricamente se han empleado diversos

líquidos higroscópicos para realizar la deshidratación del gas natural en plantas, entre estos, el

cloruro de calcio en solución, dietilenglicol (DEG), trietilenglicol (TEG), tetraetilenglicol (T4EG) y

mezclas de glicoles. Por razones económicas y operativas en el proceso se emplea TEG como

agente deshidratante, es el agente principalmente empleado en la industria del gas natural, ya

que es un líquido que mantiene gran afinidad por el agua (higroscópico), es prácticamente inodoro

e incoloro, bajo costo, estabilidad química hacia los componentes del gas, bajo espumado y baja

acción solvente para el gas natural, bajo perfil corrosivo, estabilidad para regeneración, baja

viscosidad, baja presión de vapor a la temperatura de contacto, baja tendencia a la formación de

emulsiones.


DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO PARA LA UNIDAD DE DESHIDRATACIÓN CON GLICOL

UNIDADES DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

El Equipo de Deshidratación de Gas se puede combinar con una construcción duradera con alta

separación y eficiencia de deshidratación.

Principales Equipos de una Planta de Deshidratación

Torre de Absorción: La absorción es un proceso de transferencia de masa en el cual un soluto vapor

A en la mezcla de gases es absorbido por medio de un líquido en el cual el soluto es más o menos

soluble. La mezcla gaseosa consiste casi siempre de un gas inerte y el soluto. El líquido es también

casi inmiscible en la fase gaseosa, esto su vaporización en la fase gaseosa es poco considerable.

Elección del disolvente

Si el propósito principal de la operación de absorción es producir una solución específica, el

disolvente es especificado por la naturaleza del producto. Si el propósito principal es eliminar algún

componente del gas, casi siempre existe la posibilidad de elección. Por supuesto, el agua es el

disolvente más barato y más completo, pero debe darse considerable importancia a las siguientes

propiedades:

Solubilidad del gas

La solubilidad del gas debe ser elevada, a fin de aumentar la rapidez de la absorción y disminuir la

cantidad requerida de disolvente. En general, los disolventes de naturaleza química similar a la del

soluto que se va a absorber proporcionan una buena solubilidad. Para los casos en que son ideales

las soluciones formadas, la solubilidad del gas es la misma, en fracciones mol, para todos los

disolventes. Sin embargo, es mayor, en fracciones peso, para los disolventes de bajo peso molecular

y deben utilizarse pesos menores de estos disolventes. Con frecuencia, la reacción química del

disolvente con el soluto produce una solubilidad elevada del gas; empero, si se quiere recuperar el

disolvente para volverlo a utilizar, la reacción debe ser reversible.

Volatilidad

El disolvente debe tener una presión baja de vapor, puesto que el gas saliente en una operación de

absorción generalmente está saturado con el disolvente y en consecuencia, puede perderse una gran

cantidad. Si es necesario, puede utilizarse un líquido menos volátil para recuperar la parte evaporada

del primer disolvente.

Corrosión

Los materiales de construcción que se necesitan para el equipo no deben ser raros o costosos.


Costo

El disolvente debe ser barato, de forma que las pérdidas no sean costosas, y debe obtenerse

fácilmente.

Viscosidad

Se prefiere la viscosidad baja debido a la rapidez en la absorción, mejores características en la

inundación de las torres de absorción, bajas caídas de presión en el bombeo y buenas características

de transferencia de calor.

Misceláneos

Si es posible, el disolvente no debe ser tóxico, ni inflamable, debe ser estable químicamente y tener

un punto bajo de congelamiento.

Tipos de Torres de Absorción

Las Torres de Absorción pueden estar constituidas por platos o pueda estar empacada.

Torre de Platos:

Para el caso de las torres de absorción artesas o platos, son cilindros verticales en que el líquido y el

gas se ponen en contacto en forma de pasos sobre platos. El líquido entra en la parte superior y fluye

en forma descendente por gravedad. En el camino, fluye a través de cada plato y a través de un

conducto, al plato inferior. El gas asciende a través de orificios en el plato, entonces burbujea a través

del líquido para formar una espuma, se separa de la espuma y pasa al plato superior. El efecto global

es un contacto múltiple a contracorriente entre el gas y el líquido, aunque cada plato se caracteriza

por el flujo transversal de los dos. Cada plato en la torre es una etapa, puesto que sobre el plato se

ponen los fluidos en contacto íntimo, ocurre la difusión interfacial y los fluidos se separan. En este

caso se emplean las relaciones de equilibrio termodinámico, ya que cada plato se comporta como

una fase de equilibrio. Los platos conforman los dispositivos de contacto entre las corrientes y los

más utilizados son: Plato perforado ( el vapor asciende burbujeando por los hoyos sencillos del plato

a través del líquido que fluye y se conserva sobre el plato), plato de válvulas ( es una modificación del

plato perforado), plato de capuchones ( tienen costo elevados).

El número de platos teóricos o etapas en el equilibrio en una columna o torre sólo depende de lo

complicado de la separación que se va a llevar a cabo y sólo está determinada por el balance de

materia y las consideraciones acerca del equilibrio. La eficiencia de la etapa o plato y por lo tanto, el

número de platos reales se determina por el diseño mecánico utilizado y las condiciones de


operación. Por otra parte, el diámetro de la torre depende de las cantidades de líquido y gas que

fluyen a través de la torres por unidad de tiempo.

Con el fin de que la eficiencia de etapas o platos sea elevada, el tiempo de contacto debe ser largo

(de tal forma que se permita que suceda la difusión) y la superficie interfacial entre las fases debe ser

grande; además, se requiere que la turbulencia sea de intensidad relativamente alta para obtener

elevados coeficientes de transferencia de masa.

La torre de platos puede fabricarse de diferentes materiales, según las condiciones de corrosión

encontradas. Se utilizan de vidrio, metales vidriados, carbón impermeable y plásticos, pero con mayor

frecuencia metales. Para torres metálicas, las cubiertas son generalmente cilíndricas, debido a su

costo. Con el fin de facilitar la limpieza, las torres de diámetro pequeño tienen orificios para ingresar

las manos y las de diámetro grande tienen entradas más grande con capacidad para una persona

(bocas de visita), ubicadas cada décimo plato aproximadamente. Los platos generalmente están

fabricados de hojas metálicas y, si es necesario de aleaciones especiales; es espesor depende de la

rapidez de corrosión prevista. Los platos deben fijarse muy bien a la torres para evitar movimientos

debido a oleadas del gas.


Inconvenientes operativos en la Torre de Platos:

1. Velocidades bajas en la línea de gas: Cuando el gas es burbujeado lentamente a través de los

orificios del plato, las burbujas son grandes, generando una superficie interfacial pequeña, por

lo tanto, el líquido permanece tranquilo en el plato y gran parte de él puede pasar sobre el

plato sin entrar en contacto con el gas.

2. Entrada mecánica de gotas del líquido en la corriente ascendente del gas. A velocidades

elevadas del gas, luego del desprendimiento de la espuma, pequeñas gotas de líquido son

acarreadas por el gas al plato superior. Posteriormente, el líquido acarreado puede llegar a la

parte superior de la torre, reduciendo el cambio de concentración que se realiza mediante la

transferencia de masa, afectando la eficiencia del plato.

3. Velocidades elevadas del gas, producen una caída alta de presión del gas cuando éste fluye a

través del plato. Además, puede llevar directamente a inundaciones.

Torres Empacadas o de Relleno:

En el caso de columnas empacadas que operan en contracorriente, donde las corrientes están

esencialmente no mezcladas y predominan condiciones de flujo tapón. El gas que contiene el

componente a absorber se introduce por el fondo de un tubo vertical relleno con un material inerte. El

líquido absorbente se introduce por la parte superior de la columna y desciende por gravedad a través

del relleno inerte.

Los principales requerimientos de un relleno de torre son: Ser químicamente inerte a los fluidos de la

torre, ser resistente mecánicamente sin tener peso excesivo, tener pasos adecuados para ambas

corrientes sin excesiva retención de líquido o caída de presión, proporcionar un buen contacto entre

el líquido y el gas, tener un costo razonable. Los empaques más utilizados son los rellenos de malla

(poseen costo elevado y generan una mala redistribución del líquido), rellenos de anillos

(generalmente son metálicos o plásticos, se usan mucho en la destilación, bajo costo, los anillos más

frecuentes son los Rasching, Pall y Hy - Pack) y los rellenos de montura (son generalmente de

cerámica o plástico, son muy utilizados en absorción, buena distribución de líquido, buena resistencia

a la corrosión, bajo costo, los más frecuentes son Berl e Intalox).


Tamaño del empaque recomendado de acuerdo al diámetro de la columna o torre empacada

Tamaño recomendado de empaque

Diámetro de la columna Tamaño

< 0,3 m < 25 mm

0,3 - 0,9 m 25 - 39 mm

> 0,9 m 50 - 75 mm

El modus operandi, tanto ideal como esperado, de éste contactor gas – líquido empacado, es aquel

en el que la fase continua es el gas y la fase dispersa es el líquido absorbente. Condiciones

diferentes causan condición ineficaz de operación y posiblemente inundación en la torre, el cual es

muy frecuente cuando se emplea flujo en contracorriente.

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

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

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

CARACTERÍSTICAS DE DISTINTOS TIPOS DE EMPAQUE


Tipo de empaque

Tamaño nominal Peso aprox. por m3, kg(densidad)

Area superficial aprox. m2/m3

Espacio vacío (%)

Factor de empaque: Fp, m-1mm pulg

Monturas Berl , cerámica

6 0,25 900 900 60 90013 0,50 865 465 62 24025 1,0 720 250 68 11038 1,5 640 150 71 6551 2,0 625 105 72 45

Monturas Intalox, cerámica

6 0,25 865 625 75 72513 0,50 737 480 78 20025 1,0 673 255 77 9238 1,5 625 195 80 5251 2,0 609 118 79 4076 3,0 577 92 80 22

Monturas Intalox, metal

(No. 25) 97 41(No. 40) 97 25(No. 50) 98 15(No. 70) 98 13

Monturas intalox, plástico (polipropileno)

25 1,0 76 206 91 3251 2,0 64 108 93 2176 3,0 60 88 94 15

Anillos Pall, metal

16 0,625 341 92 7025 1,0 480 210 94 4838 1,5 415 130 95 2851 2,0 385 105 96 2089 3,5 270 66 97 16

Anillos Pall, plástico (polipropileno)

16 0,625 116 340 87 9725 1,0 88 205 90 5238 1,5 76 130 91 4051 2,0 72 100 92 2589 3,5 68 85 92 16

Anillos Rasching, cerámica

6 0,25 960 710 62 1680 13 0,50 880 370 64 640 16 0,625 800 240 72 270 25 1,0 670 190 74 160 38 1,5 740 120 68 95 51 2,0 660 92 74 65 76 3,0 590 62 75 3689 3,5 580 46 80 25

Anillos Rasching, acero

13 0,5 1 500 417 80 22225 1,0 1 140 207 86 13738 1,5 785 130 90 8251 2,0 590 102 92 5776 3,0 400 72 95 32

Hy-pac (acero) (No. 1) 300 117 96 43(No.2) 225 95 97 18

e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de un

aparato para determinar la temperatura del glicol pobre.

CÁLCULO DE TORRES DE ABSORCIÓN CON FLUJO EN CONTRACORRIENTE

A continuación se muestran las distintas variables que intervienen en el proceso absorción con flujo

en contracorriente, tal como lo muestra el siguiente esquema:


Donde se distingue una corriente de líquido que desciende desde la parte superior de la torre y una

corriente de gas que asciende desde el fondo. Para definir estas variables se utiliza la letras L para

designar la corriente de líquido y G como la corriente de gas. El subíndice uno (1) en cada una de las

corrientes indica el fondo de la torre y el subíndice dos (2) indica, lógicamente la ubicación del tope de

la torre. Ejemplo: hay una corriente de entrada de líquido, la cual se representa por L1.

La corriente gaseosa en cualquier punto de la torre es G i moles totales / h*pie2 de superficie

transversal de la torre; esto difundiendo un soluto A de fracción molar y, presión parcial P, o razón

molar Y, además de un inerte gaseoso Gs moles /h *pie2 ).

yi = Fracción molar del soluto A que se desea difundir

Yi = Relación o razón molar del soluto i

Gs = Flujo molar de la corriente gaseosa inerte o libre de soluto i

Para obtener la relación molar se emplea la siguiente ecuación:

Yi = yi / ( 1 – yi )

y i = Yi / ( 1 + Yi )

Adicionalmente se considera que el gas que ingresa a la torre de absorción mantiene comportamiento

ideal, por lo tanto:

P i = yi * Ptotal


Donde:

Pi : Presión Parcial del soluto i

Ptotal : Presión total del sistema

Para obtener Gs es posible emplear la siguiente ecuación:

Gs = Gi * ( 1 – yi)

Gs = G1 / ( 1 + Yi )

La corriente líquida tiene como variables importantes de proceso la fracción molar de soluto, la cual

se representa con la x minúscula, ya que se emplea la letra X mayúscula para representar la razón o

relación molar de soluto.

Xi = Fracción molar del soluto i que se desea difundir

Xi = Relación o razón molar del soluto i

Ls = Flujo molar de la corriente gaseosa inerte o libre de soluto i

Para obtener la relación molar se emplea la siguiente ecuación:

X i = xi / ( 1 – xi )

x i = Xi / ( 1 + Xi )

Adicionalmente se considera que el líquido que ingresa a la torre de absorción mantiene

comportamiento ideal.

Para obtener Ls es posible emplear la siguiente ecuación:

Ls = Li * ( 1 – xi)

Ls = Li / ( 1 + Xi )

La ecuación de la línea de operación de la torre de absorción, se logra realizando un balance molar

en el soluto que se requiere eliminar de la corriente gaseosa, tomando como volumen de control el

contorno exterior de la torre de absorción mostrado en el esquema anterior, obteniéndose la siguiente

ecuación:

y1 * G1 + x2 * L2 = y2 * G2 + x1 * L1


Es importante destacar que en el balance molar no se considera que pueda existir acumulación de

materia en el sistema mostrado, además no se realizan reacciones químicas con ninguno de los

componentes.

Sustituyendo en la ecuación del balance los valores para y1, G1, x2 , L2 , G2 , L1, obtenidos al

despejar en las ecuaciones anteriores, se logra conseguir la ecuación generalizada de una recta:

Gs * ( Y - Y2) = Ls * (X - X2) Recta de operación de la torre de absorción

La cual representa la ecuación de una línea que pasa por el punto (X2, Y2 ) y tiene pendiente (Ls /Gs )

La curva de equilibrio se consigue a partir de los datos de equilibrio termodinámicos (datos de

solubilidad en el equilibrio), mediante la relación Y* = f ( X). En muchas ocasiones se puede emplear

la ecuación Y* = m * X, la cual se obtiene experimentalmente.

Para obtener los platos teóricos en una torre de absorción es necesario construir la curva de

operación y de equilibrio, con el propósito de realizar trazos horizontales y verticales que interceptan

ambas curvas y posteriormente contabilizar el número de escalones obtenidos, correspondiendo esto

a los platos teóricos.


X2 X1

Y1

Y2

CURVA DE OPERACIÓN

CURVA DE EQUILIBRIO

La mínima relación de líquido/gas, para conseguir la transferencia de contaminante requerida, estaría

determinada por la pendiente de la línea que se traza desde el punto que indica la concentración de

salida del gas y es tangente a la curva de equilibrio en el punto en que marca la concentración de

entrada de gas. En este punto el proceso de absorción es más difícil, el tiempo de contacto entre el

gas y el líquido es mayor y la torre sería muy alta (platos teóricos infinitos).

La recta DM representa la máxima condición para obtener la mayor cantidad de soluto en el líquido

de salida ( X1 máximo ), por lo tanto, la pendiente de ésta recta será ( Ls mínimo / Gs ). En el punto P la


Y1

( X1 , Y1 )

X : Relación molar

Y : Relación molar

fuerza directriz es nula, el tiempo de contacto es infinito y la torre es de altura infinita. Este es el valor

límite de la razón gas-líquido.

DISEÑO COMERCIAL PARA LA REMOCIÓN DE VAPOR DE AGUA DEL GAS NATURAL

EMPLEANDO TEG COMO LÍQUIDO ABSORBENTE (VER FIGURA 1)

El diseño del separador integral usa la fuerza centrífuga para el retiro primario de líquidos de

hidrocarburo y agua del gas natural, después se utiliza asentamientos por gravedad de tipo Stokes

para la separación secundaria y finalmente utiliza un eliminador de niebla o extractor de niebla tipo

vanes para la remoción liquida terciaria por goteo. La tercera fase de construcción añade la

capacidad de asentamientos por gravedad tipo Stokes a la sección de colección líquida del separador

que permite que ocurra la separación eficiente de líquidos de hidrocarburo y agua.

El diseño del deshidratador de gas de glicol usa una torre de con mínimo de platos bubble-cap de

glicol para proporcionar el contacto íntimo entre el húmedo gas natural cargado y el desecante de

glicol seco. Un extractor de niebla de alta eficiencia es instalado en lo alto de la torre de absorción

para limitar pérdidas mecánicas de glicol con menos de 0.1 galones por MMpcnd. La absorción es

una operación en la que se transfiere un materia desde una corriente gaseosa a otra líquida. Las dos

corrientes pueden desplazarse en las direcciones axiales de flujo. Las torres de absorción de mayor

empleo son los de relleno ( en contracorriente o corriente paralelas), por etapas y con reacción

química simultánea. En las torres de absorción es de mucha importancia conocer las leyes de

equilibrio, ya que estos determinan si es posible o no utilizar la operación de absorción. El

regenerador de glicol consiste en un recalentador, columna de destilación, columna de estiramiento y

el tanque de bacheo y es equipado con un retenedor de flama combustionada por gas natural.

La bomba de glicol es una unidad típicamente energizada que usa la energía de la presión alta de

glicol rico junto con una pequeña cantidad de gas de alta presión para poner en circulación el glicol

delgado.

Las Unidades de Deshidratación de Gas son construidas de acuerdo a API 12GDU Especificación

para Unidades de Deshidratación de Gas de Tipo glicol, Sección 20 de GPSA, y Códigos de Industria

aplicables y Estándares a menos que otro argumento sea estipulado.

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

El gas húmedo fluye contracorriente hacia el TEG seco en la Torre de Absorción TEG. El TEG seco

atrae y retiene el agua cuando esta entra en el contacto íntimo con la corriente de gas. El contacto es

asegurado vía platos "bubble-caps" o empaques estructurado. Los glicoles son usados

corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de


rocío, con pérdidas de vapor menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe

utilizarse a temperaturas inferiores a 50 °F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El gas

deshidratado (Gas seco) fluye por el eliminador de niebla ubicado en la parte más alta de la Torre de

Absorción, para comercialización luego ser enviado a las líneas de transmisión para su

comercialización.

El ahora TEG húmedo fluye por el intercambiador de reflujo y hacia el tanque de flasheo. El gas

soluble es flasheado y el TEG húmedo fluye por el intercambiador de TEG seco/húmedo y hacia la

columna de destilación. El TEG húmedo fluye a contracorriente al flujo ascendente del vapor

generado en el recalentador TEG. El flujo del TEG frió húmedo, enfría y parcialmente condensa los

vapores permitiendo mejor separación de agua y TEG. TEG húmedo es calentado, en el recalentador,

a 400 º F donde el agua absorbida en el TEG es vaporizada para producir el vapor. El ahora TEG

seco es almacenado en el tanque de bacheo.

El intercambiador de reflujo, encima de la columna de destilación, posicionado para el control preciso

del vapor que sale del recalentador. Una parte de los vapores es parcialmente condensada y fluye de

regreso hacia abajo en la columna de destilación dentro del recalentador. Esto ayuda a reducir las

pérdidas de TEG. El TEG seco es enfriado, en el intercambiador de calor de gas/glicol, antes de la

introducción en lo alto de la torre de absorción. Este es un rasgo importante debido a que la

capacidad del TEG de atraer y retener agua aumenta a temperaturas inferiores. El intercambiador de

calor seco/húmedo del TEG, en el tanque de bacheo, precalienta el TEG mojado frio que regresa del

absorbedor TEG, de esa manera reduce el calor espeso en el recalentador TEG mientras enfría el

TEG seco y reduciendo la carga de calor en el intercambiador de calor de gas/glicol. Filtración de

partículas TEG remueve los sólidos del TEG y protege la bomba.


Deshidratación Del Gas Natural 2-2012 Unefa

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