UNIVERSIDAD DE ORIENTE.UNIVERSIDAD DE ORIENTE.NÚCLEO MONAGASNÚCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Proceso de Deshidratación del Gas Natural

Dr. Fernando Pino MoralesEscuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

Dirección Habitacional:Conjunto Residencias Plaza Guiaca Torre I Apto 3-4 TipuroTeléfono Casa 0291-5111347Teléfono Casa 0291 -3146534Celular 0416-3967928Correo electrónico: fpino@cantv.net

fpino44@hotmail.com

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Introducción

El proceso de deshidratación de gas natural, es uno de los tantos procesos, a los que tiene que ser sometido el gas natural, para dejarlo dentro de las condiciones establecidas, tanto nacionales como internacionales de comercialización y distribución. Una de las normas indica que para que un gas natural pueda ser transportado por un sistema de redes de gas, como también por un gasoducto, no debe tener más de 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de ese gas. La cantidad de 7 libras de agua es aceptada, solo para el trópico húmedo, en vista que en otras latitudes las cantidades son muchos menores.

El proceso de deshidratación de gas natural es la eliminación del vapor de agua que acompaña a la corriente de gas natural, también se recomienda la eliminación del agua líquida o condensada que pueda transportar el gas, toso esto debe de realizarse fundamentalmente, porque el vapor de agua puede condensarse sea, porque se incrementa la presión o porque disminuye la temperatura, en cualquiera de estos proceso el agua puede condensarse y reaccionar con los hidrocarburos livianos para formar un compuestos químico denominado hidratos, los cuales están conformando por más o menos un 90% de agua y un 10% de hidrocarburos, teóricamente se indica que una molécula de metano puede reaccionar hasta con 28 moléculas de agua . El agua condensada o en forma de vapor pude reaccionar con los gases ácidos para producir corrosión en las tuberías de transporte de gas natural.

Los procesos y métodos utilizados para deshidratara el gas natural son múltiples y variados, aunque los de mayor utilidad son los procesos de absorción, para lo cual se utilizan fundamentalmente glicoles, que tiene la habilidad para absorber como superficie líquida el vapor de agua, cuando se enfrentan en contracorrientes en la torre de absorción de las plantas deshidratadora de gas. El proceso de deshidratación se puede realizar también utilizando membranas o tamices moleculares, estos últimos son procesos, donde se realiza la adsorción del agua presente en la corriente del gas natural. Una de etapas importantes, que ocurre en la deshidratación del gas natural con glicoles es que estos provocan una disminución del punto de rocío del agua, y una vez que esta se condensa es atrapada por el glicol.

La eficiencia del proceso de deshidratación del gas natural es determinante, para la eficiencia de los otros procesos, como lo es la compresión, y el transporte. Los procesos de extracción y fraccionamiento de los líquidos del gas natural, por lo general tiene previo al proceso, tratamientos de deshidratación de la corriente de gas que llega a la planta, es vista que en estos proceso la cantidad de agua que puede estar presente en la corriente de gas natural, tiene que ser unas décimas de partes por millón, en vista que al trabajar con bajas temperatura el agua pasaría al estado sólido, causando graves problemas operacionales al proceso.

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Índice Página

Portada 001Introducción 002Índice 003Proceso de Deshidratación del Gas Natural 009Justificación del Proceso de Deshidratación 009Evitar la formación de hidratos 009La Formación de Hidratos en el Gas Natural 010Temperatura de Formación de Hidratos 011Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución 015Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos 015Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas 015Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural 016Técnicas para Deshidratar Gas Natural 019Expansión Isentálpica 019Expansión Isentrópica 019Absorción 021Adsorción ‘20Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural 021Enfriamiento Directo 021Expansión del Gas a una Baja Presión 021Transferencia de Calor 022Conducción de Calor 022Convección de Calor 022La Combinación de Radiación y Absorción 023Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas 022Deshidratación por Absorción 023Deshidratación del Gas Natural por absorción con Glicoles 024Los factores que influyen en la selección del glicol para la deshidratacióndel gas natural 025Viscosidad 025Reducción del Punto de Rocío 026Solubilidad del Glicol 027Presión de Vapor 027Punto de Congelamiento del Glicol 028Diagramas de Fases de Mezclas Glicol-Agua 029Factores de Deterioro del Glicol 030La acidez en el proceso de absorción con glicol 030Contaminación con Sales- Hidrocarburos y Parafinas 031Formación de Espumas 031Absorción de Hidrocarburos 032Punto de congelamiento de la solución agua – glicol 032Descripción del Proceso de Deshidratación del Gas Natural 032Absorbedor de Glicol 032Válvulas de Expansión 034

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Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos 034Filtros 034Filtro de partículas 034Filtro de carbón activado 034Intercambiadores de Calor 034Horno 036Regenerador 036Rehervidor 037Bomba 037Tanque de compensación 037Condensador de reflujo 038Gas de Despojamiento 038Utilización de Un Plato Vertical 038Usar Asperges de Gas 038Flujo de Gas de Despojamiento 038Proceso de Deshidratación de Gas Natural con (TEG) 040Diseño de un Sistema de Deshidratación de Gas Natura 042Columna de Absorción 043La Tasa de Flujo del Glicol 043La Concentración del Glicol 043Platos de Burbujeo 044Intercambiador de Calor 047Columnas Destiladoras 047Sistema de Calentamiento 047Temperatura Máxima del Rehervidor 047Tanque de Almacenamiento 047Bomba de Glicol 047Parámetros que se deben de Considerar para el Diseño 048Especificaciones del Gas Tratado 048Determinación del Descenso del Punto de Rocío 048Concentración del Glicol Pobre 051Determinación del Incremento de Temperatura en la Torre de Absorción 051Determinación de la Carga Calorífica en el Rehervidor 051Calculo del Diámetro del Absorbedor 052Densidad del Gas 053Cálculo del Diámetro del Extractor de Niebla 053Planta de Deshidratación de Gas Natural con TEG 053Contenido de Agua en el Gas de Entrada a la Planta 054Contenido de agua en el gas total 054Porcentaje molar del agua en el gas 054Caudal de flujo del Fluido 055Agua removida de la Corriente de Gas 055Cálculo de la Unidad de Deshidratación: 055Equilibrio del TEG-Agua para el Gas Saturado 056Constante de Equilibrio al Agua en el Absorbedor (K) 056

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Caudal de Circulación del TEG 057Calidad contra Cantidad de la Solución Rica o Contaminada 057Solución de Glicol contaminada o rica 058Carga Calorífica 058Temperatura de la Solución Pobre 058Condiciones de Equilibrio en el Rehervidor 059Composición de los Fluidos en la Torre de Regeneración 059Carga calorífica del regenerador 060Carga Calorífica en el Rehervidor 061Calculo del calor necesario para calentar la solución de 275 F a 400 F 061Calculo del calor necesario para Vaporizar el agua removida del gas 061Calculo del calor necesario para vaporizar el agua de reflujo 061Calculo del calor necesario para vaporizar el TEG que se Vaporice 061Calculo de la Carga Calorífica Total en el Rehervidor 061Calculo del Diámetro del Absorberdor 062Calculo del Espesor 062Diseño de una Planta de Deshidratación de gas Natural con Glicol 063Torre de Absorción 063Temperatura de Operación de la Torre se Absorción 064Gravedad Específica del Gas 064Construcción de la línea de Operación 064Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor 066Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción 066Determinación del Diámetro de la Torre de Absorción 066Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la TA 066Diseño del Regenerador 067Planta de Deshidratación de Gas Natural con Glicol 067Determinar el Diámetro del Contactor 068Determinación de la Tasa de Circulación del Glicol 068Estimar la Carga Calorífica del Rehervidor 069Calcular los Requerimientos Calóricos de los Intercambiadores de calor: Composición del Glicol Rico; base de cálculo 1 galón de glicol rico 070Requerimiento Calórico del Glicol Rico en el precalentador 071Intercambiador Glicol/glicol (calentador) 071Requerimientos Calórico del Glicol Rico en el Calentador) 071Tasa de Flujo del Glicol Pobre: 071Precalentador Glicol/Glicol 072Mantenimientos de Equipos y Limpieza de la Planta de Deshidratación 073Mantenimiento de Bombas 073Mantenimientos de Tanques 073Apertura de Tanques o Recipientes 073Entrada a espacios Confinados 073Consideración de las siguientes recomendaciones 073Deshidratación del Gas Natural por Adsorción 074Ventajas del Proceso de la Adsorción 074

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Logra menores puntos de rocío 073Puede operar a mayores temperaturas 074Se adapta mejor a bruscos cambios de carga 074Algunos lechos pueden retener otros contaminantes 075Los lechos no se descomponen térmicamente 075Adsorción Química 076Adsorción Física 076Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural 077Tamices Moleculares 077Tamices moleculares de 3A 077Tamices moleculares de 4A 077Tamices de moleculares de 5A 077Tamices moleculares de 13X 077Alúmina Activada 079Silica Gel 079Carbón Activado 079Uso de Membranas en el proceso de deshidratación por Adsorción 080Beneficios de las membranas 081Consideraciones sobre el Diseño de un Deshidratador con TM 081Variables de Operación 091Temperatura de Contacto 081Presión de Contacto 081Tiempo de Contacto 081Tamaño de las Partículas 082Regeneración 082Problemas operacionales 082Capacidad de Adsorción de algunos tipos de Desecantes 082Etapas A Cumplir En la Deshidratación por Desecantes Sólidos 083Diámetro y Longitud del Absorbedor 084Regeneración 084Calor Latente de Vaporización del Agua 085Calor de Desorción del Agua 085Calor Necesario para Calentar el Agua hasta la TE 085Calor Necesario Para Calentar el desecante 085Calor Necesario para calentar el Recipiente 085Pérdidas de Calor 085Procedimiento de Calculo de una Planta de Deshidratación por A 086Parámetros Básicos Para el Diseño: 087Volumen requerido del desecante 087Tamaño del Recipiente 087Gas para la Regeneración 088Cálculo de la Carga Calorífica 089Calor Latente del Agua en Condiciones Operacionales 089Operación de una Planta de Deshidratación por Tamices Moleculares 091La Importancia de la deshidratación del gas natural incluye las siguientes092

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Impacto Ambiental de la Deshidratación de Gas Natural con Glicol 093Bombas propulsadas con Gas 094Bombas Eléctricas 096Bibliografía Consultada y Recomendada 096Cálculo de las Emisiones de metano de la Bomba propulsada por Gas 098

Índice de Figuras Página

Figura 1 Estructura Cristalina de la Formación de un Hidrato 011Figura 2 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe 012Figura 3 Curva de (P-T) para Predecir la Formación de Hidratos 013Figura 4 Contenido de Vapor de agua del Gas Natural al estar Saturado 016Figura 5 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural 018Figura 6 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno 019Figura 7 Viscosidad de las Mezclas Agua- TEG 027Figura 8 Características de la mezcla ETG-Agua en Función de la Temperatura 029Figura 9 Diagrama Binario TEG-Agua a la Presión de 1 atmósfera 031Figura 10 Torre de absorción en el proceso de deshidratación 034Figura 11 Filtro Tipo Partículas Utilizado en el proceso de D. 036Figura 12 Intercambiador de Calor del Tipo Tubo Carcaza 037Figura 13 Grafico Utilizado para determinar el Caudal de Despojamiento 040Figura 14 Unidad de Deshidratación con TEG 041Figura 15 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual 043Figura 16 Planta de Deshidratadora con TEG 044Figura 17 Estructura Interna de un absorbedor 045Figura 18 Número de Platos Reales de Burbujeo para el TEG 046Figura 19 Diagrama de Mc- Cabe Thiele para el Absorbedor 047Figura 20 DPR del gas en función de la temperatura del Glicol 050Figura 21 Diagrama de Mc Cabe Thiele, según Normativa PDVSA 051Figura 22 Sistema de Equilibrio de TEG y Gas Saturado con agua 057Figura 23 Valores K para el Agua, en una Mezcla con TEG 060Figura 24 Valores de K para el TEG en una Mezcla con Agua 061Figura 25 Unidad de Deshidratación por Adsorción 077Figura 26 Estructura de un Tamiz Molecular 079Figura 27 Muestra Comercial de Silica Gel 081Figura 28 Deshidratación de Gas con Tamices Moleculares 093Figura 29 Esquema de un proceso de deshidratación de gas natural 096

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Índice de Cuadros Página

Cuadro 1 Constantes de R. BukaceK 020Cuadro 2 Propiedades Químicas y Físicas de los Glicoles 025Cuadro 3 Relación entre la cantidad de agua y la concentracióndel glicol 033Cuadro 4 Temperaturas y Tipo de Glicol 037Cuadro 5 Recomendaciones para el uso del gas de despojamiento 040Cuadro 6 Puntos que sirven de Apoyo para la Construcción CE 050Cuadro 7 Valores de la constante (K), en el absorbedor 052Cuadro 8 Composición del Gas al Inicio 054Cuadro 9 Composición del gas con Agua 054Cuadro 10 Solución Regenerada 055Cuadro 11 Composición de la Solución que deja el Contactor 057Cuadro 12; Condiciones de Equilibrio en el Rehervidor 059Cuadro 13 Composición del Vapor que sale por el tope del Regenerador 060Cuadro 14 Capacidad de Adsorción de Algunos Desecantes 082Cuadro 15 Tipos de Desecantes Utilizados en el proceso de adsorción 084Cuadro 16 Calor sensible para algunos materiales 089

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

Justificación del Proceso de Deshidratación: La necesidad de deshidratar el gas natural, se sustenta en evitar la formación de hidratos; satisfacer los requerimientos de transporte de gas natural a los centros de distribución y consumo; evitar el congelamiento del agua en los procesos criogénicos y evitar el congelamiento del agua durante el transporte del gas natural.

a.- Evitar la formación de hidratos. El gas natural esta asociado normalmente con el agua en forma de vapor, a la temperatura y presión a las cuales es transportado en la tubería. Los hidratos son cristales formados por la combinación de agua con los hidrocarburos livianos (metano, etano, propano y butanos) y/o los gases ácidos, tales como el Dióxido de Carbo y Sulfuro de Hidrógeno. En vista, que los hidratos pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas, si ocurre la formación de hidratos se pueden causar graves problemas operacionales a las plantas de tratamientos de gas natura, ya que los hidratos reducen el espacio en la tubería de transporte, además que causan cambios en el patrón de flujo del fluidos. Y la única forma de eliminar los hidratos es realizando una parada de planta, para eliminar los hidratos formados.

Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. En forma teórica se señala, que por ejemplo una molécula de Metano, puede reaccionar hasta con 28 moléculas de agua, para formar un hidrato de metano. La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógico sería establecer las normas para evitar la formación de hidratos. Uno de los correctivos que se puede aplicar para evitar la formación de hidratos es el aplicar metanol o monoetilenglicol, con los cuales se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos, y con ello se evitan una gran cantidad de problemas operacionales La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente:

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a.- Condiciones Primarias. Las condiciones primarias de formación de hidratos:

1.- Bajas temperatura 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.- Gas con agua libre o cerca del punto de rocío, si el agua se encuentra cerca del punto de rocío, existe la posibilidad de condensación de la misma.4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias: Las principales condiciones para formación de hidratos secundarias son:

1.- Altas velocidades de los fluidos

2.- Presiones pulsantes o inestables

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

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

El Gas Natural que contiene Agua liquida es corrosivo, particularmente si contiene por los menos un 3% molar de Dióxido de Carbono (CO2) y por los menos 4 partes por millón sobre la base del volumen (4 ppm,V) de Sulfuro de Hidrógeno (H2S).

La Formación de Hidratos en el Gas Natural, ocurre fundamentalmente, porque la humedad del gas al condensarse da origen a la formación de agua líquida, la cual mediante la combinación con los hidrocarburos a baja temperatura, produce la formación de hidratos, lo que indica que, como consecuencia de la fuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la planta de deshidratación, se origina una importante disminución de temperatura, y como consecuencia de la brusca expansión del gas, se 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 las instalaciones en que se produzcan fuertes caídas de presión

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 la temperatura de formación de hidratos. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol.

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Es necesario adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos hidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas, componentes que evitan la formación de hidratos. En la figura 1 se presenta estructura cristalina de un hidrato

Figura 1 Estructura Cristalina de la Formación de un Hidrato

En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con querosén, etc. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica, como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:

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En donde: (P) es la presión del sistema en (lpca) En las situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas de formación de hidratos, se sabe que mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado. Por ejemplo, si se sabe que la presión de operación de una mezcla de gas natural es 3000 lpca, luego la temperatura de formación de hidratos, según la ecuación (1) es 74 F. lo que indica que el proceso no debe realizarse a una temperatura cercana a este valor, ya que comenzará la formación de hidratos. Predecir la formación de hidratos es de gran importancia, para la eficiencia de una gran cantidad de procesos, a los que es sometido el gas natural. Tal, como se ha mencionado la formación de hidratos en el gas natural existirá

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siempre, que haya agua libre y la temperatura del gas se enfríe por debajo de la temperatura de formación de hidratos, es decir que el agua libre en forma de vapor se condense

El análisis de la formación de hidratos, en el proceso de deshidratación del gas natural es algo que se debe de realizar en forma precisa, para ello existen una gran cantidad de figuras. Una de estas figuras es la utilizada por Mc Ketta- Webe, mostrada en la figura 2

Figura 2 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe

La figura 2 permite estimar las condiciones de presión y temperatura a las cuales diferentes gases, que contengan agua en estado de vapor podrían formar hidratos. La línea de formación de hidratos en la figura 2 se encuentra fácilmente, ya que esta señalada con color rojo. Luego si se requiere determinar la temperatura de formación de hidratos de una mezcla de gas natural, se busca en la línea roja, y con eso se sabe la temperatura de riesgo de formación de hidrato.

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Existen en la literatura otras gráficas, que permiten establecer la temperatura y presión de formación de hidratos, como ejemplo de ello se presenta la figura 3, que representa la curva de mayor utilidad para predecir la formación de hidratos.

Figura 3 Curva de (P-T) para Predecir la Formación de Hidratos

La figura 3 desglosa la gravedad específica del gas, en función de la presión en libras por pulgadas al cuadrado absoluta (lpca), que en la gráfica se ubica en el “eje” de las “Y”. Mientras que en el “eje” de las “X” aparece la temperatura en (F) En la figura en número (1) Indica el área para la formación de hidratos. Luego si se esta trabajando con un gas que tenga una gravedad específica al aire de 0,7. En estas circunstancias, en la figura 3 se determina que la mezcla gaseosa comenzará la formación de hidratos a valores de temperatura menores a 70 F y presiones mayores a 90 lpca El número (2) de la figura 3 representa el área segura donde no hay problemas de formación de hidratos. Esto indica que el mismo gas anterior no formará hidratos a una temperatura mayor de 70F y presiones mayores a 90 lpca

Por ejemplo, si una mezcla de gas natural esta sometido a la presión de 1000 lpca y temperatura de 100F, no corre riesgos de formación de hidratos, mientras se mantengan las condiciones operacionales de presión y temperatura, en ese rango. Luego la única forma de formación de hidratos debe de ocurrir, sin cambios en la temperatura y presión a valores del punto (1) de la figura 3

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En la figura 2 se determina, que a una presión de 1000 (lpca) y temperatura de 100F, la cantidad de agua que contiene la mezcla gaseosa es 60 libras por cada millón de pies cúbicos normales de gas (60 lb de agua/MMPCN). En muchos casos se solicita que esta cantidad de agua se exprese en partes por millón de agua sobre la base del volumen en el gas. Para, la solución de esta interrogante bastaría con convertir las libras de agua en pies cúbicos de agua de tal forma que se tengan pies cúbicos de agua en un MMPCN de gas. Para, ello se utiliza la densidad del agua, que en el sistema británica de unidades tiene una valor de 62,4 (lb/pie3), y se obtienen 0,96 ppm, V de agua en el gas. Expresar la cantidad de agua que hay en el gas es de gran importancia, en vista que en muchos proceso se debe de conocer la cantidad de agua que hay en ppm, V.

La ecuación (1) indica que la mezcla corre riesgos de formación de hidratos a la temperatura de 63 F. Si se relaciona este valor con la figura 2, la formación de hidratos a partir de la temperatura de 63 F, sería válida para un valor de gravedad de mayor de 0,9, en vista que hidrocarburos más livianos a esas condiciones de presión tendrían una temperatura de formación de hidratos menor, como por ejemplo si el gas natural solo estuviese formado por Metano, con una gravedad específica al aire de 0,554, a las condiciones mencionadas la temperatura de formación de hidratos sería a un valor de 48F. El conocimiento que se tenga sobre la temperatura de formación de hidratos, en una mezcla de gas natural es de importancia, para predecir la factibilidad de expandir una corriente de gas natural, y que la expansión pueda ocurrir sin formación de hidratos

Esta evaluación se puede realizar utilizando gráficas que relacionan la presión final e inicial, luego se puede determinar las condiciones, donde el gas se expande sin formación de hidratos. La predicción de la formación de hidratos se puede realizar a través de la figura 3, ya que es de gran utilidad poder predecir la formación de hidratos, de tal manera, que se puedan establecer las condiciones necesarias para impedirlo. Para utilizar la figura 3 se puede partir de lo siguiente.

Se asume, por ejemplo que la mezcla de gas natural tiene una gravedad específica de 0,60, y se desea expandir el gas desde una presión de 2000 hasta 1000 lpca. Para que no ocurra formación de hidratos hay que predecir el valor de la temperatura inicial, es decir la temperatura antes de la expansión. En forma gráfica se determina, que si la temperatura inicial fuesen 100F, se corre el riesgo de que haya formación de hidratos, ya que se corta la temperatura, donde se formarían hidratos, luego para evitar esta formación la temperatura de inicio de la expansión tiene que realizarse a 110F. Esto se relaciona, con que la disminución de temperatura en la expansión del gas de 2000 a 1000 lpca, es de aproximadamente 45 F, luego si la temperatura inicial fuese 55 F, se estaría en un valor muy cercano a la temperatura de formación de hidratos.

La disminución de la temperatura es un acontecimiento que hay que mantener bien claro, en los tratamientos del gas natural, para evitar los riesgos que puedan ocurrir por la formación de hidratos y que haya taponamiento de las tuberías. Desde, luego se debe tener en cuenta, que en las plantas de extracción del gas

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natural, se trabaja a bajas temperatura con el objetivo de recuperar los líquidos del gas natural (LGN). Luego para evitar la formación de hidratos, es conveniente y recomendable deshidratar el gas hasta el contenido conveniente de agua, para evitar la formación de hidratos, y los graves daños que serán causados a los equipos. Por ejemplo en la Planta de Extracción de San Joaquín, la cantidad de agua permisible es menor a una libra de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas, se utiliza esta unidad, ya que se esta trabajando en el Sistema británico de Unidades.

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

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

d.- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías que lo transportan, se forman hidratos, en vista que hay una reacción directa sobre todo entre los hidrocarburos más livianos y el agua condensada: los hidratos son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería, incrementando con ello los cambios en el patrón de flujo o aumentando las turbulencia dentro de la tubería, que pueden causar graves problemas de caídas de presión. Lo normal es que el ingeniero analice las condiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a la que se encuentren, pero desde luego habrá problemas operacionales, que pueden ser evitados.

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Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural La cantidad de agua que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo denominados Medidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no hace la diferencia entre hidrocarburos líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura del gas natural incide en la cantidad de agua que pueda retener. Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención de agua disminuye. La figura 2 permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura. El contenido de agua se puede determinar también, en la figura 4

Figura 4 Contenido de Vapor de agua del Gas Natural al estar Saturado

La figura 4 al igual que la figura 2 determina el agua en el gas dulce. Ambas figuras se utilizan con el mismo propósito que es determinar el contenido de agua en el gas dulce. La figura 4 denominada Gráfica de J. M. Campbel, se diferencia de la figura 2 en que no incluye la temperatura de formación de hidrato, lo que hace de mayor utilidad a la figura 2.

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Para utilizar la figura 2 o 4 se necesita conocer las condiciones de presión y temperatura de operación, con estos valores, se transporta en la gráfica y se determina en contenido de agua que contiene la muestra de gas analizada, hay que hacer resaltar que la cantidad de agua que se cuantifica en este caso es para el gas dulce. La cantidad de agua se expresa en libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales. Lo que indica, que si esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, la temperatura tendrá un valor de 60 F o 520 K, mientras que la presión tendrá un valor de 14,7 lpca, es decir: (lb de H20 /MM PCN). Para considerar, si el gas a tratar será hidratado o anhidro, esta clasificación que se hace en relación al contenido de agua que tenga el gas. Para que el gas a tratar sea clasificado como hidratado tiene que tener un mínimo de siete libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales del gas (7 lb de agua/MMPCN)

Por ejemplo, si el gas a tratar tiene una temperatura de 100F y la presión es 3000 lpca, según el análisis el contenido de gases ácidos es 6,25% molar de Dióxido de Carbono y 4500 ppm, V de Sulfuro de Hidrógeno. Esto indica que el contenido porcentual del Sulfuro de Hidrógeno es 0,45%, mientras que en términos de fracción molar sería (0,0045). La cantidad de agua que tiene el gas dulce es 40 lb de agua/MMPCN. En vista que esta cantidad de agua es la que se encuentra en el gas dulce, a esa cantidad de agua hay que sumarle, la cantidad de agua que tengan los gases ácidos ( ) Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno, para ello se utilizan las figuras 5 y 6

La figura 5 permite determinar la cantidad de agua, que se encuentra en el Dióxido de Carbono , mientras que la figura 6 lo hace en el Sulfuro de Hidrógeno, respectivamente, desde luego para encontrar la cantidad de agua en estos gases, se deben de utilizar las mismas condiciones operacionales. De tal forma que se puedan sumar a contenido de agua encontrado en el gas dulce. La figura 5 indica que el contenido de agua en el Dióxido de Carbono es de 56 lb de agua /MMPCN de gas, mientras que el Contenido de agua en el H2S es de 145 lb de agua/MMPCN del gas, para la obtención del contenido total de agua en el gas, es decir el contenido de agua en el gas dulce más el contenido de agua en los gases ácidos, para ello se utiliza la siguiente ecuación:

W(GA)= Y(HCS)(Wc(HCS)+Y(C02)(Wc(C02)+Y(H2S)(Wc(H2S) (2)

Donde: (W(GA))= Contenido total de agua en la mezcla gaseosa; (Y(HCS)(Wc(HCS))= contenido de agua en el gas dulce en relación a la fracción molar del componente en la mezcla gaseosa; (Y(C02)(Wc(C02))= contenido de agua en el dióxido de carbono en relación a la fracción molar del componente en la mezcla gaseosa y (Y(H2S)(Wc(H2S))= contenido de agua en sulfuro de hidrógeno, en relación a la fracción molar del componente en la mezcla gaseosa.

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La ecuación (2) permite establecer la cantidad de agua, que hay en el gas total, es decir en el gas dulce y gas ácido. En la ecuación: Y(C02)= Fracción molar del

en el gas Wc(C02) = Contenido de agua en Dióxido de Carbono Figura 5 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural

puro; Y(H2S)= Fracción molar del sulfuro de hidrógeno en el gas natural y Wc(H2S)= Contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno puro. La ecuación (2) determina la cantidad de agua que se encuentra en un gas natural, tanto en el gas dulce como, en las impurezas, que en este caso son los gases ácidos, ya que los mismos contiene también agua en su composición, aplicando la ecuación (2) al problema queda:

W(GA)=0,933x40+0,0625x56+0,0045x145=41,47 lb de agua/MMPCN

Con el contenido de agua, se puede fácilmente determinar la composición porcentual del agua en el gas, la presión parcial del agua y la fracción molar. Todo esto se realiza a través de los factores de conversión, utilizando fórmulas, luego se tiene lo siguiente:

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molar de agua, luego

Figura 6 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno

La presión parcial del agua en el gas será

(lpca)

Todos estos cálculos son de importancia, para determinar la cantidad de agua en los componentes de la mezcla gaseosa. Además es de importancia, para planificar el proceso de deshidratación de la mezcla de gas natural, en la industria del gas natural.

El contenido de agua en el gas dulce se puede determinar, también por la correlación de R Bukacek ,a partir de la presión del gas, ecuación que permite

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determinar el contenido de agua en el gas dulce ,para ello se utiliza la siguiente ecuación.

W= A/ P(lpca) + B (lb/MM PCN) (3)Las constantes A y B se tabulan en función de la temperatura, las cuales se presentan en el Cuadro 1, cuadro que se puede utilizar para determinar el contenido de agua en el gas dulce, ya que las constantes no hacen referencia al contenido de agua en los gases ácidos.

Cuadro 1 Constantes de R. BukaceK

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

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320 4260000 543,00 340 5610000 692,00 360 7270000 869,00380 9300000 1090,0 400 11700000 1360,0 420 14700000 1700,0440 18100000 2130,0 460 22200000 2550,0Técnicas para Deshidratar Gas Natural. El proceso de deshidratación del gas natural, se puede realizar a través de los siguientes procesos:

a.- Expansión Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de expansión y luego separando la fase líquida que se forma, en el proceso de expansión del gas natural, y que es de importancia tener la forma de calcularlo, para evitar problemas operacionales en el proceso. En este proceso para obtener el descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H). Lo que indica que para este caso el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un gas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de la Conducción, Conversión y Radiación. La Expansión del gas a una baja presión, como forma de enfriamiento se puede realizar a través de dos diferentes procesos:

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

Expansión Isentrópica. Este proceso se produce cuando la corriente de gas húmedo pasa a través de un turboexpansor. En este caso disminuye la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo, el cual se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución de la temperatura, que en la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza para recuperar líquidos del gas natural, que es lo que ocurre fundamentalmente en los procesos de extracción de los líquidos del gas natura. Este es el principal principio de los procesos criogénicos

El proceso criogénico se realiza a bajas temperatura, de tal forma que los hidrocarburos alcance su temperatura crítica y se condensen en el proceso, para posteriormente ser recuperados como líquidos Este es el principal principio de los procesos criogénicos. Es necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es un proceso de mucho más efectividad, pero los costos de instalación de equipos, son mucho mayores, luego habrá que tenerlos en cuenta para realizar la evaluación del proceso, de tal forma que el proceso pueda transcurrir con una alta eficiencia, de tal forma que al realizar la evaluación del proceso, sea del punto de vista energético u otro, el proceso pueda se considerado, como eficiente.

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b.- Inyección Bombeando un líquido reductor del punto de rocío como, por ejemplo el metanol, aunque en la actualidad este componente esta cuestionado por problemas operacionales y de salud, en algunas partes todavía se utiliza, lo que hay que tener en cuenta, para evitar problemas ambientales y de salud.c.- Absorción usando un líquido higroscópico como los glicoles, que son ampliamente utilizados en la deshidratación del gas natural, sobre todo el (TEG), que es de gran utilidad, debido fundamentalmente a su alta concentración más de 99 %P/P.:

d.- Adsorción; Utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular, gel de sílice y aluminatos. Por lo general, este método se utiliza para llevar el contenido de agua a valores bajo la norma indicada:

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

a.- Enfriamiento Directo Este proceso se lleva a cabo mediante el uso de refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos. En estos casos se sabe, que el contenido de agua saturada en un gas natural decrece con un aumento en la presión o con una disminución en la temperatura. Lo que significa, que los gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por Enfriamiento Directo. Por ejemplo Los gases que serán comprimidos por lo normal son enfriados antes de ser transportados a las líneas de distribución. Desde luego en este proceso de enfriamiento se puede remover agua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto, es porque el fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar.

Posteriormente, este calor se disipa en el medio ambiente o se transmite a otro sistema, que actúa como receptor de esa energía calorífica. Cuando la energía calorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo. Los fluidos refrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano y Metano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquido que se acumula en los equipos. de enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efecto de Joule- Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de Joule- Thompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuando el gas es expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y Thompson se define a través de la siguiente ecuación:

(4)

b.- Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener el El descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H).:Luego se puede concluir que el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un

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gas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de al Conducción, Conversión y Radiación La Expansión del gas a una baja presión, como forma de enfriamiento se puede realizar a través de la expansión isentálpica y/o expansión isentrópica, ambos procesos son de gran importancia en el tratamiento del gas natural, y se relacionan con la eficiencia de la mayoría de los procesos relacionados con el tratamiento del gas natural..

Transferencia de Calor: Este parámetro existe, siempre que hay una diferencia de temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayor temperatura a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de la termodinámica, esta energía transmitida se denomina calor. Las leyes de la termodinámica tratan de la transferencia de energía, pero siempre se refieren a sistemas que están en equilibrio, y solo pueden utilizarse para predecir la cantidad de energía requerida para cambiar un sistema de un estado de equilibrio a otro, por lo que no sirven para predecir la rapidez con que puedan producirse estos cambios de transferencia de calor, que vienen a definir el proceso en cuestión, y que de una forma u otra influyen en la eficiencia del mismo.

La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa los principios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando los métodos de análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de la transmisión del calor, además de los parámetros variables durante el proceso en función del tiempo. Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerar mecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación, además del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos de intercambio de calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos y sus fundamentos, así como de sus interacciones El calor puede transmitirse de tres maneras.

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

b.- Convección de Calor. Esta es una forma de transmisión del calor de un lugar a otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor por convección de un cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con el cuerpo. Si el movimiento es provocado por las diferencias de densidad debidas a la diferencia de temperatura en las diferentes localidades del fluido, se conoce como convección natural. Si el movimiento del fluido es provocado por un agente externo como un ventilador, se denomina convección forzada. La transferencia de

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calor por corrientes de convección en un líquido o en un gas, está asociada con cambios de presión, debidos comúnmente a cambios locales de densidad. Un aumento de temperatura en un fluido va acompañado por un descenso de su densidad.c.- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferencia de calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante, similar en su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación es luminosa. En esta forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormes antes de ser absorbida por un cuerpo y transformada de nuevo en calo. La radiación es la transferencia de calor por radiación no requiere ningún medio material intermedio en el proceso. La energía se traslada desde la superficie del sol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en energía calorífica. La radiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de alta temperatura a un cuerpo de baja temperatura

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

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

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

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

3.-Estabilidad para regeneración

4.- Viscosidad baja,

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

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

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

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en los equipos permanentes del manejo de gas. Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas. Los glicoles y el metanol son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casos siguientes:

a.- Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en los equipos permanentes del manejo de gas.

b.-Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad.

c.-La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas.

Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío del agua, el cual tiene un valor de 32F.Cuando las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menor a 20 F.

Deshidratación del Gas Natural por absorción con Glicoles El proceso de absorción se define como la retención de gases o vapores por líquidos de una sustancia por otra, también se define como los líquidos que son capaces de retener de manera selectiva otro componente, como por ejemplo, el glicol que absorbe el agua natural o las soluciones de aminas, cuando capturan el dióxido de carbono y/o sulfuro de hidrógeno del gas natural En la industria existen una gran cantidad de glicoles, pero los más utilizados en la industria, para la deshidratación del gas natural son:

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

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

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

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

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Las principales propiedades de los glicoles se presentan en el cuadro 2 Las unidades en que se presentan las propiedades en el cuadro 2 son en el Sistema Británico de Unidades, en donde: (EG)=Etilénglicol; (DEG) = Dietilénglicol (TEG)= Trietilénglicol y (TTEG) = TetraetilénglicolCuadro 2 Propiedades Químicas y Físicas de los Glicoles:

Propiedad EG DEG TEG TTEGFórmula HHCHO 242 )0( HHCHO 342 )0(

PM(lb/lmol) 62,1 106,1 150,2 194,2Punto de ebullición1 atm

387,1 F 472,6 F 545,9 F 597,2F

Densidad a 77F

69,30 69,49 69,86 69,93

Tasa de circulación a 77 F(lb/gal)

9,26 9,29 9,34 9,34

Punto de congelamiento

8F 17F 19F 22F

Viscosidad absoluta a 77F en (CPS)

16,5 28,2 37,3 39,9

Tensión Superficial a 77F

47 44 45 45

Calor Específico a 77 F (BTU/lb F

0,58 0,55 0,53 0,52

Los factores que influyen en la selección del glicol para la deshidratación del gas natural son:

a.- Bajo costo: El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca que sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria. Su bajo costo es de gran importancia, sobre todo cuando se hace una evaluación de la parte económica del proyecto, factor que hay que tener bien en cuenta, cuando se analice la factibilidad del proyecto.

b.- Viscosidad, un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace que los fluidos fluyan con dificultad. Luego se requiere conocer la concentración del glicol y la temperatura del trabajo del equipo deshidratador. En la figura 7 se presenta los valores de la viscosidad en (CPS), para diferentes mezclas de (TEG) con agua, a diferentes temperaturas. El (TEG) es uno de los mayores componentes utilizados en el proceso de deshidratación del gas natural. En la

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figura 7 se observa, que si el proceso se realiza a una temperatura de 90F. La mezcla de concentración 50% P/P tendrá un valor de viscosidad de 4,2 (CPS), mientras que la mezcla de 75% P/P el valor es 12,5, el TEG puro el valor es 28.Figura 7 Viscosidad de las Mezclas Agua- TEG

Analizando la figura (7), que tiene en el eje de la “Y” a la viscosidad en (CPS), y en el eje de las “X” a la temperatura en (F). Indica que el valor de la viscosidad se incrementa a medida que el glicol se hace más puro, es decir que se incremente la concentración, que en este caso se representa el porcentaje peso sobre peso.

c.- Reducción del Punto de Rocío. En el momento en que el glicol absorbe agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural (este glicol pasa a denominarse glicol rico, glicol que tiene un alto contenido de agua). La disminución del punto de rocío se simboliza como (DPR). La reducción del (DPR) es influenciada por. La tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto en el absorbedor, eficiencia de contacto del glicol/gas, y concentración del glicol pobre (glicol con poco contenido de agua). Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 F y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 F. Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54F. Pero, esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P EL (DPR) es en 90 F, mientras que si se utiliza (DEG) es 84F. Luego estas observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera seleccionar el tipo de glicol más

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apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que se va a deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta 65F, para ello se necesita subir la temperatura del horno.La reducción del Punto de Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth. Esta ecuación se sustenta en el caso en cuando se agrega un soluto desciende el punto de congelamiento del solvente, según la siguiente ecuación.

(5)

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

Además la reducción del punto de rocío se ve afectada por. La tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto en el topo del absorberdor, de la eficiencia del contacto glicol/gas y de la concentración del glicol pobre. En forma gráfica se pueden establecer comparaciones entre la efectividad del (DEG) y (TEG), trabajando a temperatura y concentraciones de los glicoles, en relación a la disminución del punto de rocío. Por, ejemplo cuando se deshidrata un gas natural a una temperatura de 100F utilizando (TEG) a una concentración de 95% P/P, se puede reducir el punto de rocío de la mezcla hasta 46 F, mientras, que cuando se utiliza (DEG) a la misma temperatura y concentración la reducción puede ocurrir hasta una temperatura de 54F. Pero, la situación cambia de manera progresiva a medida que aumenta la concentración de los glicoles. Si se utiliza (TEG) a una concentración de 99% P/P el punto de rocío se reduce en 90F, mientras que si se utiliza (DEG) la reducción ocurre hasta 84 F.

d.- Solubilidad del Glicol. Se entiende por solubilidad la capacidad de un componente para disolverse en un determinado solvente, proceso que depende de las condiciones operacionales, fundamentalmente de la temperatura y presión El glicol es soluble en condensado. EL (TEG) es más soluble que el (DEG). La solubilidad del TEG es de quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 F, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta, luego hay que tener claramente establecido las condiciones de trabajo y el medio, donde se realiza la reacción, para evaluar la eficiencia del proceso.

e Presión de Vapor. La presión de vapor se puede determinar de varias formas .Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación, luego las pérdidas del glicol utilizado en el proceso de deshidratación del gas natural, realizadas por la evaporación del glicol tienen que ser consideradas cuidadosamente. En el regenerador se producen altas pérdidas de (EG) por efectos de la evaporación, al tratar de alcanzar concentraciones de 95%P/P,

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mientras no suceda lo mismo se requiere una pureza de 98,5 %P/P de (TEG). Por ejemplo a 60 F y 95 %P/P se registra una pérdida de 0,002 lb /MMPCN de (TEG), esta cantidad aumenta hasta 0,1 lb /MMPCN cuando se trata de (EG) Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor se hace más alta. Para determinar las pérdidas por evaporización se utiliza la siguiente fórmula:

Pérdidas = (6)

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

f.- Punto de Congelamiento del Glicol: Este es un parámetro de gran importancia, en vista que es necesario conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol y agua. En la figura 8 se presenta el comportamiento de la mezcla ETG- agua, en una temperatura de trabajo que oscila entre -160 y 30 F.

Figura 8 Características de la mezcla ETG-Agua en Función de la Temperatura

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En la figura 8 el eje de las “Y” representa la temperatura en (F), mientras que el eje de las “X” esta representando por la concentración %P/ de ETG-Agua. En la figura se puede observar, que si la temperatura de operación fuese (-30F), para evitar la formación de cristales sólidos, habría que trabajar con una concentración de ETG- Agua, que se encuentra entre 48 y 85% P/P. Pero, hay que tener en cuenta que 48% P/P es la mínima concentración para evitar los cristales sólidos.

En la figura 8 se observa que a temperatura menores a (-30F) la solución estría totalmente pastosa y ocurre la solidificación Es, por ello que el ingeniero de diseño debe de mantener siempre presente la zona segura de trabajo, además de identificar en forma clara la zona de concentración de la solución, y la temperatura a la cual no se formarán cristales, ni se presentarán dificultades de operación del proceso.

Cuando se trabaja con otros glicoles como, por ejemplo (DEG) y (TEG), se pueden realizar las mismas consideraciones expresadas, cuando se utiliza (EG). La información requiere importancia, cuando se requiere agregar glicol para reducir el punto de rocío, ya que si se agrega glicol puro se estaría contribuyendo a desplazar la concentración hacia purezas más altas, en las cuales aparecerían los

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primeros cristales y se dificultaría el bombeo de la solución, lo mismo ocurre si se agrega agua pura. Luego se recomienda que se agregue glicol al sistema debidamente mezclado con agua en las proporciones correctas, de tal forma que se eviten los problemas operacionales, además el agua tiene que estar en un estado adecuado para el proceso.

g.- Diagramas de Fases de Mezclas Glicol-Agua: Estos son diagramas bifásicos, que conforman la fase de vapor y líquida, donde se representa la Temperatura contra la composición del glicol, proceso que debe realizarse en forma isobática. Uno de los Glicoles que más se utiliza en el proceso de deshidratación es el (TEG). Luego en la figura 9 se presenta el diagrama de fase binario para la temperatura en relación al %P/P de TEG- Agua

En la figura 9 el eje de las “Y” del lado izquierdo representa la temperatura en (F), mientras que el lado derecho la temperatura en (C), y el eje de las “X” representa la concentración en %P/P del TEG- Agua. Al analizar este diagrama de fase se nota en forma clara y precisa. Las zonas que caracterizan a este proceso. La zona que esta sobre la curva del punto de rocío, que corresponde a la zona de vapor, la zona que esta bajo la curva del punto de burbujeo, que será la zona líquida, por último la zona bifásica, que se encuentra la línea envolvente del punto de rocío y punto de burbujeo. Si el proceso de deshidratación se lleva a cabo a la presión de 1 atmósfera (P=1 atm), la solución acuosa del (TEG) es 90% P/P. En la gráfica se obtiene que la solución será totalmente líquida por debajo de la temperatura de 250F, que sería el punto de burbujeo. A la misma concentración del (TEG) cuando se alcance la temperatura de 500F es que la solución pasara a ser totalmente vapor, mientras que en el rango de temperatura entre 250 y 500 F, la solución se encontrara en la región de dos fases., en este caso será la fase líquida y fase de vapor, en ambos casos se define el número de variables para definir el sistema.Figura 9 Diagrama Binario TEG-Agua a la Presión de 1 atmósfera

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En la figura 9 se observa que si se aumenta la temperatura del proceso en forma progresiva a una valor mayor que 250 F, toda la mezcla mantendrá la proporción por peso 90% P/P, pero se ira vaporizando hasta llegar al punto de rocío, y por encima de ese nivel todo el sistema entrara al estado de vapor. En el proceso de deshidratación del gas natural, por lo general la concentración del (TEG) tiene un valor de 98,5% P/P. Lo que indica que una mezcla acuosa, con estas características alcanzaría el punto de burbujeo a una temperatura aproximada de 385-390 F, luego a un valor menor que estos se estaría trabajando solamente en la fase líquida. Si la temperatura se comienza a incrementar manteniendo constante la presión atmosférica se comenzar a vaporizar parte del (TEG), y se estaría en la región bifásica hasta que La temperatura alcance un valor de aproximadamente 545 F, todo el sistema pasaría a ser vapor. Todo, esto permite determinar las pérdidas por vaporización del glicol utilizado en el proceso de deshidratación del gas natural.

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

a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol La acidez resulta por la absorción de los componentes ácidos del gas natural, como también se produce por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Para combatir esta oxidación se debe de evitar que el glicol tenga contacto con el aire, esta anomalía se evita utilizando un gas inerte en el tanque de almacenamiento. Existen sustancias que retardan la formación de ácidos, componentes como Borax y Fosfato Diácido de Potasio

, retardan la formación de ácidos por la oxidación de los mismos, la cual ocurre con cierta facilidad, impidiendo con ello la oxidación del glicol que se utiliza en el proceso.También se recomienda mantener el flujo de calor en el horno en 6800 (BTU/pie2/hora) Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas. El uso de estas sustancias se fundamenta en que:

1.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua.

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

3.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el horno y se puede reutilizar, con permite no encarecer demasiado los costos operacionales del proceso.

c.- Contaminación con Sales- Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar

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sales de los pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede deja depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, desde donde son arrastrados por el glicol hasta el horno por efecto del calentamiento en el regenerador, las partes más livianas se evaporan y reducen la eficiencia del contacto gas- glicol. Este, esto también produce problemas operaciones al proceso de deshidratación.

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

El espumaje tipo químico se puede detectar batiendo el glicol en una botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico. Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. Los hidrocarburos pueden entrar al sistema de glicol si el separador de entrada esta dañado, como también si se permite que la temperatura del glicol pobre este por debajo de la temperatura de entrada del gas al separador, con lo cual se condensan los hidrocarburos pesados en la unidad. En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre a verdadera causa de la formación de espumas, que puede ser un problema graves del punto de vista operación, por todos los problemas que causa la formación de espuma.e.- Absorción de Hidrocarburos. Si el punto de rocío de los hidrocarburos es alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de aromáticos.

f.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol. Esto permite conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol- agua, tal como se explico. El punto de congelamiento de la mezcla glicol- agua se determina en forma gráfica, y es de vital importancia para que el proceso ocurra con una alta eficiencia.

Descripción del Proceso de Deshidratación del Gas Natural. Un proceso de deshidratación de gas natural con glicol a través de la absorción, esta formado fundamentalmente por equipos:

a.- Absorbedor de Glicol. El absorbedor es una: torre en la cual ocurre la absorción. Columna que facilita el contacto entre el gas natural y otro fluido (aceite de absorción, glicol o solución de amina) produciendo una transferencia de masas en el proceso. Trabaja a presión alta y a baja temperatura. Su existencia implica la

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presencia de una segunda torre que haga el efecto contrario, en la cual el producto que circula de manera continua se regenera y queda en condiciones de volver a absorber. Se usa en procesos de amina, de deshidratación que emplean glicol o en plantas de gasolina, para retener las partes más pesadas del gas natural utilizando un aceite pesado como absorbente.

El absorbedor se conoce también como contactor Es una torre de platos o empacada donde el gas cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado. El número de platos, con lo cual debe de estar conformada una torre de absorción se determina a través de los equilibrios dinámicos, los cuales pueden ser utilizados para determinar el número de platos de burbujeo utilizo en el proceso de absorción.

Cuando se calcula por primera vez el número teóricos de platos de burbujeo que se deben instalar en la torre, normalmente se concluye que con cuatro platos el sistema puede trabajar de forma adecuada, pero se recomienda instalar hasta 7 o 9, para aumentar la eficiencia del proceso. Por lo general el comportamiento del proceso, es que el glicol, que llega por la parte superior de la torre de absorción va bajando a medida que llena los platos o bandejas de burbujeo, mientras tanto el gas que sube, entra por la parte inferior de los casquetes y se pone en contacto con el glicol que baña los platos, rompe el sello líquido y sale a la superficie para entrar nuevamente en contacto con el glicol de la bandeja superior.

Cuando el gas burbujea en el líquido ocurre una transferencia de masa, en la cual le entrega al (TEG) el agua que transporta. A manera de ejemplo se puede indicar que en el proceso de deshidratación de gas natural, la eficiencia de las copas de burbujeo es de 25%, mientras que las de tipo válvula es 33%. En vista, de la tendencia del glicol a formar espumas, se recomienda un mínimo de 24 pulgadas de separación entre platos, con lo que se garantiza una mejor operación de la torre y facilita en forma posterior las labores de inspección y mantenimiento. En la figura 10 se presenta en forma esquemática una torre de absorción:

Figura 10 Torre de absorción en el proceso de deshidratación

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La teoría indica, que la concentración de glicol recomendada para absorber una cierta cantidad de agua a determinadas condiciones de presión y temperatura, se puede calcular de manera exacta, utilizando ya sea ecuaciones matemáticas o parámetros termodinámicos. Para efectos de operación se acostumbra a disponer de valores prácticos que faciliten los cálculos, para los ingenieros de campo, lo que es válido cuando se trabaja con una determinada concentración de glicol y una tasa conocida en glicol en galones por libra de agua absorbida en el proceso, lo cual se presenta en el cuadro 3:

Cuadro 3 Relación entre la cantidad de agua y la concentración del glicol

lb de agua/MMPCN %P/P de Glicol pobre Flujo de Glicol gal/lb agua6-7 98,5-99 1-21-2 98,3-99,6 3-40,1-0,2 99,95-99,98 6-10

Cuando se utiliza (TEG) en el proceso de deshidratación del gas, por lo general e glicol llega a la torre con una concentración aproximada de 98,7% P/P y sale por el fondo habiendo absorbido el agua que debe retirar de la corriente del gas, para lo cual su concentración debe de bajar hasta un valor de 95,3% P/P. Desde, luego mientras más alta es la pureza del (TEG), mejor será su capacidad de absorción, de allí la importancia de una buena regeneración y de la utilidad del despojamiento, aunque no siempre es necesario aplicar el gas de despojamiento, para que el proceso de deshidratación sea de alta eficiencia. Desde luego, es

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necesario hacer la evaluación correspondiente para definir en forma clara, la utilidad o no del gas de despojamiento.

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

c.- Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos. Este es el lugar donde se separa el gas y el condensador que arrastra el glicol desde el absorberdor. El tiempo de retención se calcula en 20 a 30 minutos. La presión de trabajo del separador esta entre 50 y 75 lpca. . Este equipo no se instala en plantas que manejan 3 MM PCND, no siempre se justifica la instalación de estos separadores en el proceso de deshidratación de gas natural.

d.- Filtros. Estos equipos sirven para separar las impurezas, tales como productos de degradación del glicol, hidrocarburos de alto peso molecular, productos de la corrosión y otras impurezas arrastradas por el gas. Los filtros más utilizados en el proceso de deshidratación de gas natural con glicol son los del tipo tamiz, los cuales sirven para separar las impurezas del gas. Este filtro es capaz de retener partículas de 5 a 10 micrones a una diferencia de presión de lpca cuando esta sucio. También se usa carbón activado como filtro.

1.- Filtro de partículas: este filtro es capaz de retener partículas de 5 a 10 micrones, contiene en su interior elementos que se encargan de separar las impurezas que arrastra el glicol quedando estas adheridas en dichos elementos. En la figura 11 se presenta un filtro de partículas.

2.- Filtro de carbón activado: este medio es sumamente eficiente para remover materias sólidas e impurezas como; productos de degradación del Glicol, hidrocarburos de alto peso molecular, productos de corrosión y otras impurezas arrastradas por el gas. Generalmente es el segundo proceso para purificar el glicol, que generalmente pasa previamente por un filtro de partículas.

e.- Intercambiadores de Calor: El intercambiador de calor: es un equipo para recuperar el calor que se retira del sistema, con el fin de transferirlo a otra corriente. Es una forma sencilla de ahorrar energía. Los intercambiadores de calor son equipos para la transferencia de calor, donde normalmente no existen cambios de fase. Los mismos se clasifican según su tipo de construcción y la configuración de flujo. Existen muchos tipos de intercambiadores así como numerosas clasificaciones, las cuales pueden basarse en sus características físicas, sus funciones, según el proceso involucrado.Figura 11 Filtro Tipo Partículas Utilizado en el proceso de Deshidratación

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El papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia, en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de ahorrar energía en el proceso de deshidratación. Luego se desea obtener un equipo, que optimice el proceso, y por lo tanto pueda ahorrar energía, en la realización del proceso con una alta eficiencia. La utilización del intercambiador de calor en el proceso de deshidratación del gas natural, es fundamentalmente para enfriar el glicol pobre que viene del horno. Para que este proceso ocurra se utilizan intercambiadores de tubo y carcasa o de doble tubo. El glicol rico se puede calentar hasta una temperatura de 300F, para ello se utiliza una solución caliente que sale del horno, con el fin de ahorrar combustible. A la salida del intercambiador el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 F. La temperatura de la solución que regresa al absorberdor puede bajarse aun más, tratando de que el tope del absorbedor este a una temperatura de 10 a 15 F más caliente que el gas que entra al contactor. Para ello se utiliza un enfriador de aire, de tal forma que se pueda mantener el valor de temperatura requerido.

La optimización del proceso de deshidratación de gas natural, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento energético del sistema. En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los intercambiadores de tubo y carcaza, y su función consiste en evaluar el coeficiente global de calor entre las dos corrientes fluidas. En la figura 12 se presenta un intercambiador de calor del tipo tubo carcaza, los cuales son ampliamente utilizados en el proceso de deshidratación del gas natural, sea para enfriar el glicol pobre o calentar el glicol rico En todo caso, queda claro, que el papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia, en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de ahorrar energía, en los procesos industriales.Figura 12 Intercambiador de Calor del Tipo Tubo Carcaza

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Cuando se desea realizar una evaluación energética de un proceso, de tal forma que a la hora de hacer una evaluación del gasto energético, sea un parámetro positivo, para la evaluación de la eficiencia y rentabilidad del proceso. Para realizar una evaluación energética del proceso de deshidratación de gas natural con glicol, se desea tener un equipo, que optimice el proceso, y por lo tanto pueda ahorrar energía, y que el proceso sea realizado con una alta eficiencia. La optimización del proceso, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento energético del sistema. En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los intercambiadores de carcasa y tubos, y su función consiste en evaluar el coeficiente global de calor entre las dos corrientes fluidas.

f.- Horno: El horno puede calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. La máxima temperatura en la pared del tubo podría limitarse a unos 475 F y el flujo de calor a un valor de 6800 BUT/pie2/hora. El diseño del horno debe de asegurar la evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada, la cual hay que indicar en forma previa, y es importante para hacer la evaluación de la eficiencia del proceso, de deshidratación del gas natural, sea cual sea su uso final El diseño del horno debe asegurar la evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada.

g.- Regenerador. La parte principal de este aparato se encuentra en el horno. El regenerador puede calentarse con vapores de agua, con aceite de calentamiento o fuego directo. La máxima temperatura en la pared del tubo podría estar limitada hasta unos 475 F y el flujo de calor a 6.800 (BTU/hora x pie2).Los vapores de agua son venteados a través de un despojador que consiste de una columna rellena con un serpentín en la parte superior o de 2 o 3 platos dentro de la columna. Este serpentín condensa parte del vapor de agua para formar un reflujo en la columna que permite remover la mayor cantidad de agua. En el caso

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de utilizar (TEG) se puede lograr un grado de pureza de 98,7% P/P. Para evitar que se descomponga el glicol, se recomienda no pasar las temperaturas de regeneración de los niveles mostrados en el cuadro 4

Cuadro 4 Temperaturas y Tipo de Glicol

Temperatura limite F

Tipo de Glicol

330 EG360 DEG400 TEG

Para mejorar aún más la pureza del (TEG) se agrega una corriente de gas de despojamiento que es burbujeado a través del glicol, en el horno, y que sale por el tope con el vapor de agua, con este proceso se pueden lograr concentraciones del (TEG) de gasta 99,5% P/P. El flujo de gas de despojamiento puede ser de 2 a10 (pie3/ gal) de glicol

Es de hace notar que se pueden alcanzar concentraciones del (TEG) a 99,5% P/P, para ello es necesario hacer pasar el glicol que sale del horno a través de una columna despojadora con relleno, en el cual se usa gas de despojamiento en contracorriente, el cual continuara hacia la primera columna despojadora y finalmente será ventado con el vapor de agua.

h.- Rehervidor: El rehervidor es un: equipo por el cual se introduce la energía a la planta. Suple las deficiencias energéticas y se encarga de balancear termodinámicamente el sistema. El equipo forma parte fundamental en el proceso de regeneración y pureza del glicol. Su fuente de energía puede ser provista de una manera directa o indirecta. Cuando esta fuente es de manera directa se usa el fuego como combustión y si ella es indirecta se utilizan fluidos calientes como aceite o vapor de agua. Cabe destacar que cuanto más alta sea la pureza a la cual entra el glicol en la torre contactora, mejor será su capacidad de absorción de agua, de allí la importancia de una buena regeneración

i.- Bomba El tipo más utilizado es el desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones: velocidad de la bomba la mayor a 300-350 RPM; el lubricante no puede estar en contacto con el glicol y la máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170 F, por lo general para asegurar el bombeo se instala un acumulador de glicol

j.- Tanque de compensación: este equipo puede estar integrado al rehervidor o ser un recipiente separado, donde se deposita el glicol regenerado; a través de este se hace pasar una corriente de gas para mejorar aún más la pureza del glicol, la cual se denomina corriente de gas de despojamiento que va burbujeando a través del glicol, en el horno y sale por el tope con el vapor de agua.

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l.- Condensador de reflujo: Este es un equipo por donde pasa el glicol rico proveniente de la torre contactora para ser calentado por la corriente de los vapores de agua provenientes del rehervidor, este equipo está conectado a un equipo de destilación regeneradora de glicol, por el cual pasan los vapores generados en el rehervidor.

Gas de Despojamiento: Este gas es utilizado para mejorar el proceso de destilación sin tener que aumentar la temperatura. Se inyecta en el rehervidor para optimizar el tratamiento del glicol. El uso de gas de despojamiento representa una eficiencia equivalente a la que se obtendría con plantas mucho más costosas y complejas. Por ejemplo, para purificar el glicol rico hasta un 99,0% P/P de pureza, se requiere aplicar la máxima cantidad de calor que puede aceptar sin descomponerse. Para lograr el 99,9% P/P se requeriría de una temperatura demasiado alta. El gas de despojamiento se utiliza para mejorar el proceso de destilación sin tener que aumentar demasiado la temperatura. Hay varias formas de introducir gas de despojamiento o gas combustible seco (gas anhidro)

a.- Utilización de Un Plato Vertical. La utilización de un plato vertical o sección empacada en el bajante ubicado entre el rehervidor y el acumulador. El gas seco removerá el agua adicional. El glicol fluye hacia el acumulador mientras el gas seco pasa a la columna de despojamiento

b.- Usar Asperges de Gas. Otro método de introducir gas de despojamiento es usar asperges de gas debajo de los tubos de fuego del rehervidor. A medida que el gas fluye a través del rehervidor, el gas es inyectado en el recipiente donde se calienta con el glicol, de esta manera se mejora la pureza del glicol que fluye hacia el acumulador.

El gas de despojamiento se puede inyectar hasta que el glicol salga por el tope de la torre. Cuando cambien las condiciones del proceso se debe verificar si todavía se requiere el gas de despojamiento. Cuando se utiliza innecesariamente se malgasta dinero, debido al costo del gas que se inyecta al sistema.

Flujo de Gas de Despojamiento: El caudal del gas de despojamiento variará con la concentración deseada y el método de absorción utilizado en el proceso de deshidratación. Normalmente se usa entre 2 y 10 PCN por galón de glicol. Por lo general los fabricantes suministran cartas para el uso de gas de despojamiento y un manual de instrucciones. Aunque, también se puede utilizar la figura 13, la cual se utiliza para alcanzar una determinada pureza en el TEG. % por peso de TEG en una solución rica que deja el absorbedor.

Con esta figura se puede estimar la cantidad requerida de gas despojamiento para alcanzar una pureza determinar del TEG, por ejemplo. Los parámetros en los cuales se apoya la figura 12 son:

a.- Caudal de gas de despojamiento requerido para lograr una determinada pureza del TEG

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Figura 13 Grafico Utilizado para determinar el Caudal de Despojamiento

b.- Porcentaje por peso de la solución rica que sale del absorberdor

c.- Temperatura de trabajo del rehervidor, que generalmente se utilizan (400F)

d.- Pureza del Glicol se que se logra a la presión normal (14,7 lpca) y temperatura de operación de 400F)

e.- Pureza del glicol que se desea lograr con el gas de despojamiento (A2).

La figura 13 se auto-explica con el punto medio correspondiente a (B), se traza una vertical hasta la temperatura del rehervidor. Desde allí se dibuja una línea horizontal que se intercepta con la vertical que parte de (B), punto que representa la pureza del glicol rico. En la intersección de estas dos líneas se lee la cantidad de gas de despojamiento requerido, punto que es de vital importancia para la eficiencia del proceso de deshidratación del gas natural. Ahora para. mejorar aún más la pureza del TEG se agrega una corriente de gas de despojamiento que es burbujeando a través del glicol, en el horno, y sale por el tope con el vapor de agua. Así se pueden lograr purezas de glicol del 99,5% P/P. Aunque, también es posible alcanzar purezas mayores de 99,5% P/P en el TEG, para obtener esta pureza del TEG, se pasa el glicol que sale del horno a través de otra columna despojadora con relleno.

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En el proceso anterior se usa gas de despojamiento en contracorriente. Este gas continuara hacia la primera columna despojadora y finalmente será venteado con el vapor de agua. Este gas continuara hacia la primera columna despojadora y finalmente será venteado con el vapor de agua. En el cuadro 5 se indican algunas sugerencias sobre el uso del gas de despojamiento en función de la pureza del glicol.

Cuadro 5 Recomendaciones para el uso del gas de despojamiento

Pureza del Glicol en %P/P Tipo de despojadoraMenos de 98,5 Una columna despojadora98,5-99,5 Una columna más gas despojadoMayor a 99,5 Doble columna más gas despojado

Proceso de Deshidratación de Gas Natural con (TEG) Es de hacer notar, que cuando el proceso de deshidratación se realiza con el etilénoglicol (EG) o con el dietilenoglicol (DEG) se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas en procesos de refrigeración y expansión, pero hay que tener en cuenta que no pueden utilizarse a temperatura menores a 20F, aunque hay que hacer notar que en la gran mayoría de los casos en el proceso de deshidratación de gas natural se utiliza en (TEG), ya que su alta pureza lo convierte en un componente de mucha utilidad, para un proceso de deshidratación con un alto grado de eficiencia. En la figura 14 se presenta una Típica Planta de Deshidratación con (TEG).

Figura 14 Unidad de Deshidratación con TEG

La figura 14 representa en forma total el flujo que ha de existir en el proceso de deshidratación del gas natural con (ETG). En la figura se observa, que el gas mojado (gas hidratado), que ha sido previamente pasado por un depurador, entra por en fondo de la torre de absorción o contactor. Luego el gas viaja hacia el tope

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de la torre en contracorriente al glicol pobre que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual hace posible que el glicol absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco (gas anhidro), sale por el tope de la torre y pasa a través de un separador, en donde se separan las gotas de glicol que pueda contener el gas. El glicol mojado o glicol rico abandona la torre por el fondo

Es de hacer notar que el glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan y se envían al quemador del rehervidor, donde pueden ser recuperados, pero primeramente deben de pasar por el separador, que forma parte del proceso de deshidratación del gas natural.

En la zona de Orocual República Bolivariana de Venezuela, existe una planta deshidratadora de gas. El gas llega a la estación a una presión de 1300 (lpcm). La función de la planta deshidratadora es extraer el agua de la corriente de gas, que entra a la planta para dejarlo dentro de la Norma ( . El gas deshidratado o gas anhidro se utiliza para recuperación secundaria, en vista que se inyecta en los pozos petroleros. También parte del gas obtenido es transferido hacia la zona industrial de Maturín, donde es utilizado como fuente energética. Parte del gas es enviado también al Centro de Acondicionamiento de gas, en el Complejo Jusepín, Estado Monagas, donde puede ser sometido a un proceso de extracción de líquidos (LGN). En la figura 15 se muestra un esquema de la Planta Deshidratadora de Gas de Orocual

La figura 15 representa un esquema del proceso de deshidratación de gas natural. La deshidratación se realiza a través del Proceso de Absorción con Trietilenglicol (TEG), Este compuesto tiene una concentración mayor al 99% P/P. Lo que indica que su contenido de agua es menor al 1% de agua. La concentración del componente deshidratador es de mucha importancia, para la eficiencia del proceso. La deshidratación del gas natural se inicia con la entrada del gas húmedo o gas hidratado, que contiene por lo menos 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas

El fluido ingresa al proceso de deshidratación por la parte inferior de la torre contactora, donde ocurre la separación del agua del gas. La corriente de gas húmedo, después de ingresar a la torre contactora fluye hacia los niveles superiores de la torre, donde entra en contacto con el glicol, el cual absorbe el agua. El gas una vez seco (anhidro) sale de la torre y pasa por un intercambiador de calor gas/glicol y sale hacia el cabezal de segregación y distribución. En la figura se observan todos los parámetros que participan en el proceso de deshidratación del gas, se observa, por ejemplo la torre contactora, el intercambiador de calor gas- glicol, el separador trifásico, el regenerador, las bombas de glicol, etc.

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Figura 15 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual

Diseño de un Sistema de Deshidratación de Gas Natura: La experiencia ha demostrado que la utilización del (TEG), hace que la deshidratación sea de mayor eficiencia. En el proceso el (TEG) se pone en contacto en contracorriente, en una columna vertical de transferencia de masa, con una corriente de gas hidratado para absorber el vapor de agua contenido en el gas. El gas natural deshidratado sale por la parte superior de la torre de absorción o contactor. El (TEG) rico en agua se envía a un separador de baja presión de tras fases (gas- aceite- glicol). Esto es, por lo general conocido como tanque de expansión. Los hidrocarburos líquidos sobrenadantes se recogen en el este tanque, el cual se coloca aguas debajo de la torre de absorción y se vacían a una instalación de tratamientos de aguas de desecho, que también tiene ser tratada, si se quiere volver a utilizar, sea para otros tratamiento o para el consumo humano, en ambos casos el agua tiene que estar dentro de la norma establecida.

El (TEG) rico provee de reflujo a la columna destiladora. Al salir del contactor pasa por un serpentín (TEG-Vapor de agua), el cual esta situado en el topo de la columna y llega al tanque de venteo, luego se filtra, se precalienta en un intercambiador de calor glicol/glicol y entra a la columna donde es contactado en contracorriente por los vapores que salen del rehervidor. El glicol regenerado fluye a través del rehervidor y rebosa a un tanque de compensación. Después del intercambio de calor con glicol rico, el glicol reconcentrado se recoge con la bomba de circulación y se recicla a la torre contactora, a la cual entra a través de un intercambiador de calor integral gas/glicol para su enfriamiento final En la figura 16 se presenta una planta típica de deshidratación de gas natural con TEG, en la cual se observa lo siguiente:

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Figura 16 Planta de Deshidratadora con TEG

a.- Columna de Absorción: La columna de absorción o contactor, es una columna rellena de platos donde un producto líquido adsorbe a otro, es decir que en este proceso el gas a deshidratar se pone en contacto con el glicol que entra por el tope de la columna de deshidratación para retener el agua. . La columna de absorción puede tener un depurador incorporado, para la remoción de líquidos y sólidos aguas arriba del contactor de glicol. La pureza del glicol es de gran importancia para un eficiente proceso de deshidratación:

b.- La Tasa de Flujo del Glicol: para una solución de primera prueba, se puede suponer una tasa de circulación de glicol de tres (3) galones de glicol por libra de vapor de agua en el gas de entrada (3 galones de glicol/libra de vapor de agua). Al analizar las diversas variables que intervienen en el diseño, tales como el número de platos del contactor, los cambios climáticos y temperatura de entrada del gas a la planta, se podrá definir mejor la tasa de flujo. Las plantas de glicol normalmente usan una tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG por libra extraída de agua y una temperatura de operación entre 60 y 120 F.

c.- La Concentración del Glicol: La cantidad de glicol en la torre de absorción es una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador. Generalmente en el proceso de regeneración a presión atmosférica y usando unidades de campo, se pueden obtener concentraciones de TEG en el

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rango de 98 a 98.7%.P/P En este caso, las temperaturas del regenerador son alrededor de 400F. Para evitar que se descomponga el glicol, se recomienda no pasar las temperaturas de regeneración de los niveles que se indican a continuación en el cuadro 4.

d.- Platos de Burbujeo: Los platos de burbujeo son unas: bandejas de burbujeo, que ocupan un lugar de la torre de fraccionamiento, deshidratadora o de endulzamiento donde se encuentran la corriente de gas que está siendo tratada y el componente líquido que viene del tope. Lugar donde se produce el intercambio de materiales entre el gas que sube dentro de la torre con el líquido que desciende desde el tope o el punto de entrada. En cada uno de estos platos, debe haber un equilibrio termodinámico entre los gases y el líquido con el cual están en contacto. El contactor posee bandejas de casquetes de burbujeo para el contacto gas/glicol

El número de platos de burbujeo y la concentración del glicol son variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación, entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración del glicol. El glicol que llega por la parte superior del absorbedor, va bajando a medida que llena los platos o bandejas de burbujeo, mientras tanto el gas que sube, entra por la parte inferior y se pone en contacto con el glicol que baña los platos; rompe el sello líquido y sale a la superficie para entrar, nuevamente en contacto íntimo con el glicol de la bandeja superior. Cuando el gas natural burbujea en el líquido se va produciendo una transferencia de masas, en la cual le entrega al glicol el agua que transporta. En la figura 17 se muestra la estructura interna de un absorberdor, donde se presentan todos los compoentes que hacen que el proceso de deshidratación de gas natural, con los glicoles se realice en forma eficiente.

Figura 17 Estructura Interna de un absorbedor

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En la figura 17 se debe saber que el glicol llega a la torre con un porcentaje aproximado del 98,7 % P/P y sale por el fondo habiendo absorbido el agua que debe retirar de la corriente de gas, por lo cual su pureza baja a 95,3 % P/P aproximadamente Es de hacer notar, que cuanto más alta sea la pureza a la cual entra el glicol, mejor será su capacidad de absorción, de allí la importancia de una buena regeneración y del uso de gas de despojamiento.

Para un mayor número de platos de burbujeo, mayor capacidad de retención de agua. Con diez platos en el contactor, se puede trabajar usando un galonaje mucho más bajo que con cinco bandejas, lo cual representa ahorros considerables en la deshidratación de cada millón de pies cúbicos. Cuando se calcula por primera vez el número teórico de platos de burbujeo que se deben instalar en la torre, normalmente se concluye que con cuatro platos el sistema puede trabajar de manera adecuada, pero es beneficioso instalar hasta 10, para aumentar la eficiencia del sistema de deshidratación. La figura 18 se puede utilizar para determinar el número de platos de burbujeo reales que se de deben de utilizar en un proceso de deshidratación de gas natural.

Figura 18 Número de Platos Reales de Burbujeo para el TEG al 98,7% P/P

La figura 18 se realiza a una temperatura de 100F, y en la misma se observa una curva que relaciona el número de platos reales de la torre con la tasa de circulación de TEG correspondiente al 98.7 %P/P, a una temperatura de contacto de 100F para un determinado descenso del punto de rocío, por ejemplo 45 F, luego el número de platos de burbujeo que se debe de utilizar es de 4 platos. Lo que indica que analizando la figura se puede verificar el número de platos que debería tener la torre para lograr determinado descenso del punto de rocío en el gas, desde luego se debe de utilizar un galonaje previamente especificado. Con esta curva se puede trabajar de manera segura, logrando descensos del punto de rocío suficientemente buenos para conducir el gas por las tuberías.

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Bajo las circunstancias señaladas no hay riesgo a que se deposite agua en el sistema, y se produzca algún problema operacional en el proceso. Cuando se trabaja con el grado de pureza del TEG indicado en la figura, se minimizan los problemas operacionales, sin embargo, es bueno aclarar que la calidad del trabajo también se ve afectada por el tipo de platos de burbujeo instalados en el absorbedor. A manera de ejemplo, se puede decir que la eficiencia de las copas de burbujeo es del 25%, mientras que para las de tipo válvula es de 33%. La innovación tecnológica que se ha producido en la producción de platos de burbujeo durante los últimos años mejora de manera notable la eficiencia de las torres.. Aunque es necesario, tener en cuenta que debido a la tendencia del glicol a formar espuma, se recomienda un mínimo de 24 pulgadas de separación entre los platos. Esto garantiza una mejor operación de la torre y facilita posteriormente las labores de inspección y mantenimiento.

El número de platos .de burbujeo y la concentración del glicol son variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación, entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración del glicol. El número de bandejas requeridas en el absorbedor se puede determinar en forma gráfica, tal como se describió en la figura 17, en donde el número de platos de burbujeo se relaciona con el descenso del punto de rocío, pero también se puede utilizar la figura 19, la cual se denomina Diagrama de Mc Cabe Thiele, que también permite estimar el número de platos a utilizar en el proceso.

Figura 19 Diagrama de Mc- Cabe Thiele para el Absorbedor

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La figura 19, que representa en el eje de las “Y” las libras de agua por millones de pies cúbicos normales de gas (lb de agua /MMPCN) en el gas, mientras que en el eje de las “X” representa la concentración del TEG en %P/P. La interpretación de la figura 18 se sustenta en colocar en el punto (A) la pureza del glicol, a la entrada del absorberdor, la cual por lo general es de 98,7 %P/P, aquí también se coloca la calidad del gas tratado (7 lb de agua/MMPCN), mientras que en el punto (B) se coloca la calidad del TEG en la solución que sale del absorbedor , la cual tiene un valor aproximado de 98,4% P/P y la cantidad de agua que llega con el gas que ingresa a la planta. La curva de equilibrio mostrada en la parte inferior del diagrama, se obtiene de otros gráficos relacionados con el tema. La intersección indica que con un solo plato teórico se hace el trabajo (un plato teórico es equivalente a cuatro platos reales)

La figura 19 permite establecer, que con un solo plato teórico se hace el trabajo, tal como se indico equivale a 4 platos, el sistema puede trabajar de manera adecuada. Aunque, la experiencia indica que es beneficioso instalar hasta 10 bandejas, con lo que se incrementa el proceso de deshidratación, ya que será menor la cantidad de glicol requerido por cada libra de agua que deba de ser retirada del gas, para lo cual es requerido que se realicen los cálculos correspondientes en forma precisa.

e.- Intercambiador de Calor: El enfriamiento final de glicol se logra con in intercambiador gas /glicol.

f.- Filtro: Un filtro de flujo completo con alivio interno o externo es esencial, para que el proceso de deshidratación tenga un alto grado de eficiencia, y sea también rentable.

g.- Columnas Destiladoras: columna destiladora: torre en la cual se separa el producto que ha sido absorbido, se considera que son las regeneradoras de glicol o de amina. Estas pequeñas columnas contienen una sección empacadora el contacto líquido/gas, y con ello mantienen el calor adecuado para un proceso de alta eficiencia.

h.- Sistema de Calentamiento: En el diseño del rehervidor se debe mantener sumergido el elemento calentador.

i.- Temperatura Máxima del Rehervidor: En el diseño de una planta de deshidratación es importante conocer la máxima temperatura del proceso.

k.- Tanque de Almacenamiento; Tener un tanque alternativo de glicol es de gran importancia para el proceso de deshidratación del gas natural.

l.- Bomba de Glicol: Esta bomba generalmente se instala como un espaldo, en caso que sea necesario, dar uso a una cantidad de glicol adicionar. El glicol no debe de estar en contacto con productos lubricantes de ninguna clase porque se produce espuma en el sistema y el producto se sale de las especificaciones.

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Parámetros que se deben de Considerar para el Diseño. Para comprender en forma clara los parámetros necesarios en este punto se tomará un ejemplo concreto, para lo cual se tiene lo siguiente: Se requiere determinar el número de bandejas, para deshidratar 50 MMPCND, el cual tiene una gravedad al aire de 0,67, presión de entrada 900 lpca, temperatura de contacto 110 F, contenido de agua en el gas a deshidratar 90 lb de agua /MMPCN, contenido de agua en el gas deshidratado 6lb de agua/MMPCN, se encuentra que el punto de rocío correspondiente a un contenido de agua de lb 6/MMPCN es de 26F. Las principales variables que se deben de considerar para el diseño de una planta de deshidratación de gas natural son concentración del glicol, tasa de circulación del glicol y número de bandejas en el contactor. Para tener claramente establecido se debe tener en cuenta lo siguiente:

a.- Especificaciones del Gas Tratado: En muchos casos las especificaciones del gas a deshidratar se expresan en términos de contenido máximo de agua permisible, lo que puede significa en libras de vapor de agua por millones de pies cúbicos normales de gas, la cual se determina a una presión de operación determinada. Las caídas de presión del gas a través de las unidades de deshidratación del glicol debidamente diseñadas son de 2 a 3 lpcm y pueden ser ignoradas. En casi todos los casos, el gas se supondrá saturado con vapor de agua a las condiciones de temperatura y presión de entrada a la planta, pero debe de ser examinada la configuración aguas arribas del proceso, de tal forma de estar totalmente seguro de esta aseveración. En casi todos los casos, el gas se supondrá saturado con vapor de agua a las condiciones de temperatura y presión de entrada a la planta, con lo cual se puede determinar el contenido de agua en el gas en lb de agua/MMPCN.

b.- Determinación del Descenso del Punto de Rocío: La diferencia de temperatura entre la condición de entrada y el punto de rocío del gas a la salida, se conoce como “depresión o descenso del punto de rocío”.Es de gran importancia el manejo de la concentración del glicol, de tal forma de poder obtener en forma clara el descenso del punto de rocío (DPR).Esto es de vital importancia, tal como conociendo el (DPR) se puede determinar el número de platos de burbujeo a utilizar en el proceso de deshidratación del gas natural. La determinación del (DPR) es también importante, para que no quede ninguna duda de poder alcanzar una temperatura de equilibrio, dentro del rango establecido. Para una primera prueba se puede suponer una tasa de circulación de glicol de tres (3) galones del glicol por libra de vapor de agua en el gas a la entrada. Posteriormente, al analizar las diversas variables que intervienen en el diseño se puede definir mejor la tasa de circulación del glicol. En la figura 20 puede ser utilizada para determinar el descenso del punto de rocío

La figura 20 indica que para una temperatura del equilibrio del punto de rocío de 110F de contacto y una concentración del (TEG) de 98,9% P/P: La temperatura de (DPR) tiene un valor de 18F, valor que esta por debajo del punto de roció requerido, por lo tanto el uso de una concentración del (TEG) de 98,9 a 99, 0% P/P es adecuado, para el proceso de deshidratación de gas natural.

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Figura 20 DPR del gas en función de la temperatura del Glicol

.

La figura 20 permite indicar que cuando se utiliza una concentración del 98,9% P/P de TEG, se obtiene un descenso del punto de rocío de 90F, para alcanzar una temperatura de equilibrio 20F. Lo que indica que debe de evitarse el uso de gas de despojamiento, ya que la tasa de circulación y el número de bandejas puede mantenerse dentro de valores razonables de tal forma que el procese se lleve a cabo con un alto grado de eficiencia. La figura 20, permite entonces determinar el descenso del punto de rocío, el cual se puede utilizar para determinar el número de platos de burbujeo a utilizar, en el proceso de deshidratación de gas natural. Mientras que la figura 21 sirve de orientación sobre la manera de calcular el número de platos que debe de llevar el absorbedor. La figura 21 se denomina Diagrama de Mc Cabe Thiele, según Normativa PDVSA. Lo que indica, que los resultados obtenidos se sustentan en las normas utilizados por PDVSA, en el proceso de deshidratación del gas natural.

Para la interpretación de la figura 21, se debe de conocer el valor de la concentración del (TEG) rico en el fondo de la columna, lo que según las gráficas indican que su valor es 95,8%P/P. Mientras que el contenido de agua, determinando en forma gráfica, a la entrada tiene un valor de 86,3 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Esta cantidad de agua se puede obtener en forma gráfica o a través de correlaciones. También, se sabe que en el tope de la columna la concentración del (TEG) es 98,9% P/P, y la cantidad de agua en el gas de salida es 6 libras de agua /MMPCN. Lo que significa que en el

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proceso de deshidratación se deben de eliminar 80,3 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales del gas a deshidratar.Figura 21 Diagrama de Mc Cabe Thiele, según Normativa PDVSA

La figura 21 tiene en el eje de las “Y” las libras de agua por MMPCN del gas, mientras que en el eje de las “X” la concentración del glicol. Luego para determinar el número de bandejas teóricas, se traza una línea vertical desde el punto (A), hasta la línea de equilibrio en punto (C), que representa una bandeja teórica. Desde el punto (C) se pasa una línea horizontal, de tal forma de intersectar la línea de operación en (D) Trazar una línea vertical desde el punto (D), para intersectar de nuevo la línea de equilibrio en el punto €. Esta línea vertical representa una segunda bandeja teórica. En la figura 21 se obtiene que en el punto (E) representa 3,4 lb de agua/MMPCN. Luego, realizando los cálculos necesarios se obtiene que son necesarias 7 bandejas Todo lo mencionado se apoyará en los datos mostrados en el cuadro 6

Cuadro 6 Puntos que sirven de Apoyo para la Construcción Curva de equilibrio

Punto Concentración % Punto de Rocío deEquilibrio (F)

Contenido de aguaA 900 lpca

1 99,0 10 3,02 97,0 39 8,83 95,0 46 11,5

Los puntos mostrado en el cuadro 6 no están instalados sobre una línea recta de la figura 20, por lo que es necesario trazar una curva de equilibrio, con la mayor precisión posible, curva que debe de ser trazada desde el origen y con el juego de puntos. La línea de operación se construye, calculando la concentración de glicol

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en el fondo de la columna, esto se realiza sustentado en una tasa supuesta de circulación de glicol es de 3 galones de TEG/lb de vapor de agua en la entrada.Luego se obtiene lo siguiente:

Agua saturada en el gas a 900 lpca y 110F 90 lb/MMPCN

Contenido de agua a la salida del proceso 6 lb/MMPCN

Vapor de agua removido del gas 84 lb/MMPCN

c.- Concentración del Glicol Pobre Cuando se habla de glicol pobre se refiere al glicol regenerado o tratado. La concentración de este glicol se puede obtener sin necesidad de utilizar gas de despojamiento, por ejemplo a una temperatura del rehervidor de 400F, solo hay que tener en cuenta que a mayor elevación de terreno mejorara la eficiencia del proceso, debido a la menor presión atmosférica, aunque algunos operadores de proceso prefieren trabajar a una temperatura menor en el rehervidod para proteger la solución de glicol. Luego aquí, también es importante determinar la temperatura de roció del gas sin agua o gas deshidratado o gas anhidro

d.- Determinación del Incremento de Temperatura en la Torre de Absorción : Los diseños están fundamentado en una temperatura constante en toda la columna. Pero, esta observación debe de verificarse, para ello se supone que cada libra de agua absorbida por el (TEG) contribuye con una energía calorífica de 1.100 (BTU) a la corriente de gas, luego el aumento en la temperatura se calcula, asumiendo que en un millón de pies cúbicos normales de gas hay:

, luego se

tiene

El resulto obtenido introduce una mejora en el diseño, ya que permite calcular el incremento de temperatura en el sistema, aunque los incrementos de temperatura menores a 5 F pueden despreciarse, pero cualquier aumento mayor a los 5 F debe de tenerse en cuenta, con el incremento correspondiente a la temperatura del contactor (saturación )de diseño. Los gases, tales como Dióxido de carbono y Sulfuro de Hidrógeno son absorbidos por el (TEG), luego deben de incluirse en el sistema.

e.- Determinación de la Carga Calorífica en el Rehervidor. Se entiende por carga calorífica a la cantidad de calor que necesita el sistema y que se debe inyectar para mantener el equilibrio termodinámico del proceso. Para realizar este cálculo se necesita determinarla tasa requerida de glicol pobre en el rehervidor, lo

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que se puede obtener a través de los factores de conversión, y tomando como ejemplo las condiciones del fluido previamente establecido, de tal forma de trabajar con un ejemplo concreto, para ello se tiene:

A la tasa de glicol pobre debe agregarse el agua removida

El rehervidor debe de ser adecuado para suministrar calor sensible al glicol,calor latente al agua neta rechazada y el reflujo necesario para la operación de la columna. Con, el objetivo de calcular las variables es necesario hacer suposiciones referente al aumento de temperatura en el intercambiador de calor glicol rico /glicol pobre. La temperatura promedio de la solución rica es 300F En forma gráfica se obtiene que el calor específico promedio correspondiente a una solución de TEG rico de 95,8% P/P es 0,685 (BTU/lbxF), luego queda:

El valor de (,15) corresponde al rechazo y reflujo

f.- Cálculo del Diámetro del Absorbedor: El diámetro se calcula por:

(7)

Donde: = velocidad de masa del gas a través del área de la sección transversal total de la torre ;(C)= factor relacionado con la tensión superficial del líquido y espacio entre bandejas; densidad del líquido en (lb/pie3) y = densidad del gas en (lb/pie3). La literatura indica que hay una relación entre el factor (C) tiene una similitud con la constante (K) de Souders y Brown, luego en la torre absorberdora se puede utilizar los valores mostrados en el cuadro 7:

Cuadro 7 Valores de la constante (K), en el absorbedor

Espacio de la bandeja (pulgadas K24 0,16126 0,16728 0,172

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30 0,175Extractor de niebla de malla de alambre 0,350g.- Densidad del Gas Para el cálculo de la densidad del gas se necesita el factor de compresibilidad (Z) a las condiciones operacionales, el cual se puede determinar en forma gráfica o a través de las ecuaciones cúbicas de estado, y se trata de una mezcla se utiliza la regla de mezclado, y se encuentra que es 0,88, luego se tiene para la densidad del gas:

=0,73(pie/s)

h.- Caudal Volumétrico Para determinar el caudal en pies cúbicos por segundo se utilizan los factores de conversión y se obtiene:

(8)

Donde: (A) es el área transversal

= =3,98(pie)=47,82 pulgadas

i.- Cálculo del Diámetro del Extractor de Niebla Se entiende por extractor de niebla al elemento de choque para retirar del gas las partículas de líquido que transporta. Equipo instalado en el tope de los separadores y torres cuya función es retener las partículas líquidas que transporta el gas natural. Que evita el arrastre de partículas. El diámetro del extractor de niebla se determina, por:

x pulgadas (9)

Planta de Deshidratación de Gas Natural con TEG: El sistema que se discute a continuación, esta conformado un caudal de 85 MMPCND, que se encuentra inicialmente a una presión de 1500 lpca y temperatura de 120F, y se requiere que el gas salga del proceso de deshidratación con 7 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas (7 lb de agua /MMPCN). Para la deshidratación se utilizara una concentración de 98,7% P/P de (TEG), siendo la temperatura de regeneración de 400 F, proceso que se realiza a la presión atmosférica. La composición del gas al inicio se presenta en el cuadro 8.

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Cuadro 8 Composición del Gas al Inicio

Comp C1 C2 C3 C4 C02 H2S N2

%V/V 86,65 0,92 0,05 0,03 8,57 1,15 2,63

Peso molécula del gas anhidro 19,12 (lb/lbmol)

Gravedad Específica del gas al aire:

Presión seudocrítica, según gráfico 667 lpca

Temperatura seudocrítica, según gráfica 375 K

Condiciones de seudorreducción: ; Z=0,84

Contenido de Agua en el Gas de Entrada a la Planta: El contenido de agua en el gas dulce se determina en la figura 2 o 4 y se obtiene un valor de 77,3 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas (77,3 lb de agua /MMPCN)

Contenido de agua en el gas total

W(GA)= 0,9028x77,3+0,0857x96+0,0115x380=82,38 (lb de agua/MMPCN)

Porcentaje molar del agua en el gas:

La composición del gas incluyendo el agua se presenta en el cuadro 9, los datos se normalizan.

Cuadro 9 Composición del gas con Agua

Comp C1 C2 C3 C4 C02 H2S N2 H20%V/V 86,50 0,9184 0,0499 0,0299 8,5551 1,1480 2,6254 0,1736

Peso molecular del gas hidratado 19,12 (lb/lbmol)

Gravedad específica del gas

, lpca; , , Z=0,81

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Caudal de flujo del Fluido

Caudal de flujo Volumétrico 85 MMPCND

Caudal de flujo Molar

Caudal de flujo Másico:

La temperatura de formación de hidratos, para la mezcla, según la ecuación (1) tiene un valor de 67,43 F, luego se tiene que tener la precaución de no operar con temperatura cercanas a ese valor, de tal forma de no tener la opción de formación de hidratos, y los problemas operacionales que se causan:

Agua removida de la Corriente de Gas =82,38-7=75,38 (lb) de agua/MMPCN

Cálculo de la Unidad de Deshidratación:

El punto de rocío del agua a 1500 lpca y con 7 lb/MMPCN es de 40 F, luego el descenso del punto de rocío del agua es 80F, luego se selecciona una torre con 7 platos de burbujeo en el absorbedor. Luego la solución regenerada se presenta en el cuadro 10

Cuadro 10 Solución Regenerada

Componente M (lb/lbmol) %peso lbmol /100lb %molaTEG 150,170 98,7 0,6573 90,10Agua 18,016 1,30 0,0722 9,90Total 100 0,7295 100

y Total 0,7295

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Peso molecular de la mezcla

Equilibrio del TEG-Agua para el Gas Saturado. Para determinar este equilibrio se utiliza la figura 22

Figura 22 Sistema de Equilibrio de TEG y Gas Saturado con agua a 100F

La figura 22 relaciona el contenido de vapor de agua de la fase gaseosa, en lb/MMPCN, parámetro que se presenta en el eje de las “Y”, y el porcentaje de pureza del TEG en %P/P. En base a la figura 22 se obtiene lo siguiente:

Previamente se había determinado que el contenido de agua en el gas a 1500 lpca ; 100F y 98,7% P/P 2,2 lb/MMPCN

Constante de Equilibrio del Agua en el Absorbedor (K): En un sistema de equilibrio TEG/Agua/Gas saturado con agua a una presión de 1500 lpca,

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temperatura de 100F y concentración del TEG de 98,7% P/P, el contenido de agua es de 2,2 lb/MMPCN.Este valor que se representa como el porcentaje molar del agua en el gas, para ello se utiliza lo siguiente:

La fracción molar del agua en el TEG es 9,90 y corresponde al 1,3% P/P de agua en el TEG regenerado, cuya pureza es 98,/% P/P, luego la constante de equilibrio del sistema debe de ser:

Caudal de Circulación del TEG. Este caudal, por lo general se calcula por la siguiente fórmula, matemática, ecuación que ha sido deducida con fundamento termodinámico

(10)

Donde: (A) es el factor de absorción de Kremser- Brown, normalmente igual a 6,15; (K) es la constante de equilibrio al agua en el tope del absorbedor;(m) es el flujo molar en el sistema en moles (moles/hora), por lo normal m=V; (L) es el caudal de flujo molar en la solución pobre, luego queda, según la siguiente fórmula.

Caudal de Flujo másico sobrediseñado en un 10% =3.396,82x1,1=, cantidad que equivale a 3.736,50 (lb / hora)

Calidad contra Cantidad de la Solución Rica o Contaminada: La cantidad de agua que recoge el glicol en el absorbedor es una parte muy importante en el diseño de la planta de deshidratación del gas natural con glicoles. En el cuadro 11 se presenta la composición de la solución que deja la torre de absorción:

Cuadro 11 Composición de la Solución que deja el Contactor:

Componente P/P %molar lbmol/hora lb/horaTEG 95,353 71,12 25,11 3.770,77Agua 4,647 28,88 10,20 183,76

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Total 100 100 35,31 3.954,53Solución de Glicol contaminada o rica: .Se entiende por glicol rico: al que sale por el fondo del absorbedor rico en agua.

Total= 3.954,90(lb/hora)

Peso molecular de la mezcla =100/0,8929=111,99(lb/lbmol)

Carga Calorífica: Para determinar este parámetro es necesario conocer:

Temperatura promedio de la solución rica del TEG 275+100)/2= 187,5 , de las tablas se obtiene:

Cp 100% P/P TEG a 188 F = 0,585 BTU/lbxF

Cp 80%P/P TEG a 188F=0,705 BTU/lbxF

Cp 95,353%P/P TEG a 188 F=0,613 BTU/lbxF

Temperatura de la Solución Pobre: Esta se determina, según lo siguiente:

Fracción Molar =0,987

Cp 100% P/P TEG a 305 F= 0,630 BTU/lbxF

Cp 80%P/P TEG a 305 F=0,765 BTU/lbxF

En forma gráfica se obtiene

Cp=0,987x0,64+0,013x0,645=0,64(BTU/lbxF

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Condiciones de Equilibrio en el Rehervidor: La solución de TEG de 98,7% P/P hierve a la presión atmosférica y a 400F. Las condiciones de equilibrio en el rehervidor se presentan en el cuadro 12, mientras que las constantes de equilibrio para el TEG y Agua, se presentan en las figuras 23 y 24, respectivamente

Cuadro 12; Condiciones de Equilibrio en el Rehervidor

Líquido %WTotal %MolarTEG 98,7 90,10Agua 1,3 9,90Total 100 100,00

K a 14,7 lpca y 400F0,0889,300

Vapor %Wtotal %MolarTEG 41,79 7,93Agua 58,21 92,07Total 100 100

Figura 23 Valores K para el Agua a Baja Presión, en una Mezcla con TEG

%Molar de TEG=0,9010x 0,088 x100=7,93

%Molar de Agua=0,099x 9,300 x100=92,07

Peso molecular 100/(0,2783+3,2310)=28,50 (lb/lbmol)

Composición de los Fluidos en la Torre de Regeneración: Se entiende por torre de regeneración a una de las partes de la planta de deshidratación de gas natural diseñada para regenerar el producto. Lugar donde se recuperan los solventes, tales como el glicol o la amina rica en el proceso de endulzamiento de gas natural, dejando la solución limpia en condiciones de continuar absorbiendo las impurezas. El producto del tope es vapor de agua, equivalente a la cantidad de agua absorbida del gas, que de acuerdo a los análisis es 7,45(lbmol/hora), también se tiene lo siguiente:

Agua que entra a la torre=266,97(lb/hora) Agua que sale por el fondo=72,15(lb/hora)Figura 24 Valores de K para el TEG a baja Presión en una Mezcla con Agua

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Vapor de agua por el tope 7,45x18,016 =134,22 (lb/hora), luego se tiene que:

A través de los gráficos se obtiene que la composición del producto del proceso de deshidratación de gas natural en el tope de la torre a la presión atmosférica de 14,72 lpca y a la temperatura de 218 F es la que se muestra en el cuadro 13

Cuadro 13 Composición del Vapor que sale por el tope del Regenerador

Componente (%P/P)

(lb/lbmol)TEG 0,50 152,200 0,07Agua 99,50 18,016 99,93

Las Pérdidas de Glicol en el Regenerador se presentan en base a lo siguiente:

Agua que sale hacia en exterior a un TEG de 99,5%P/P = 132,22 (lb/hora)

TEG que sale con el agua 134,22/0,995-134,22=0,67 (lb/hora), luego la pérdida del TEG es de 0,67 (lb/hora), utilizando los factores de conversión este caudal másico se puede expresar en caudal volumétrico, que es 0,01ga/hora.

Carga calorífica del regenerador El regenerador cuya parte principal es el horno, puede calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. La máxima temperatura en la pared del tubo podría limitarse a 475 F y el flujo de calor a 6800,0 El diseño del horno debe asegurar la evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada, de tal forma que el proceso se

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lleve a cabo con la mayor eficiencia, de tal forma que al hacer la evaluación térmica y económica este dentro de los parámetros establecidos.Los vapores de agua son venteados a través de un despojador que consiste de una columna rellena con 2 o 3 platos equivalentes. Un serpentín, colocado en el tope de la torre, condensa parte del vapor para formar un reflujo en la columna. El funcionamiento de la torre permite remover la mayor cantidad del agua que el glicol absorbió del gas natural. Trabajando con TEG en una torre a presión atmosférica, se puede lograr un grado de pureza del 98,7% P/P. Eso corresponde al punto de burbujeo de la mezcla agua/TEG a 400 F.

Carga Calorífica en el Rehervidor: Esto se lleva a cabo en base a lo siguiente:

a.- Calculo del calor necesario para calentar la solución de 275 F a 400 F

, donde:

Cp a 100&P/P TEG y 338 F=0,65 (BTU/lbxF)

Cp a 80%P/P DE TEG y 338 F=0,79 (BTU/lbxF)

Cp a 98,/%P/P de TEG y 338 F =0,66(BTU/lbxF)

b.- Calculo del calor necesario para Vaporizar el agua removida del gas

Donde 826(BTU/lb) es el calor latente de vaporización del agua a 400F

c.- Calculo del calor necesario para vaporizar el agua de reflujo : Este parámetro se obtiene realizando el balance energético del proceso, para lo cual se tiene lo siguiente:

d.- Calculo del calor necesario para vaporizar el TEG que se Vaporice

Donde 213 (BTU/lb) es el calor latente del TEG a 400F

e.- Calculo de la Carga Calorífica Total en el Rehervidor: Este parámetros se obtiene sumando todos los calores del proceso, que previamente se han determinados o calculados.

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.

En todo caso se debe de hacer referencia, que esta cantidad de calor se puede seleccionar en forma gráfica y se obtiene una cantidad de 800.000(BTU/hora)

Calculo del Diámetro del Absorberdor: En forma gráfica se obtiene que la gravedad específica de la solución de TEG, tiene un valor de 0,84, con este valor se determina el caudal de gas a condiciones de operación, para ello se realiza lo siguiente, en donde se utilizan los factores de conversión, y se obtienen los parámetros requeridos y que son de importancia para el diseño del equipo, de tal forma que el proceso de deshidratación de gas natural se desarrolle dentro de los parámetros previamente establecidos

=0,55(pie/s)

=4,25 (pie)=51 pulgadas

En todo caso en la industria el diámetro que más se acerca es 57 pulgadas, aunque desde luego se debe de establecer lo que más se acerque a los que se encuentre en el mercado, y en base a ello definir el diámetro.

Calculo del Espesor. Para determinar este parámetro se debe de hacer uso de lo siguiente: Presión asignada (1485,27x1,1)=1634 lpcm, eficiencia de la unión 85%, resistencia permisible del material 17.690 (lpcm), 0,125 pulgadas aceptadas como corrosión permisible, luego se tiene para el espesor:

Intercambiador de Calor Gas/Glicol: La solución limpia del intercambiador glicol/glicol es enfriada de 227 F a 107 F antes de entrar al absorbedor. Se trabaja en contracorriente con el gas deshidratado a 100F. Luego se tiene:

Diseño de una Planta de Deshidratación de gas Natural con Glicol Para el diseño de una planta de deshidratación, hay que tener en cuenta que la eficiencia

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de este proceso, esta muy relacionada con los cálculos necesarios que se deben de utilizar, de tal forma que el proceso de deshidratación del gas natural, por absorción sea de alta eficiencia, y que cumpla con todos los requisitos establecidos para las condiciones operacionales de un proceso.

a.- Torre de Absorción. Para el diseño se tienen los siguientes datos:Caudal del Gas a Tratar

Gravedad específica del gas al aire

Presión de operación de la torre

Contenido de agua en el gas a tratar

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

En forma gráfica se determina, y en las condiciones operacionales indicadas que

el C02 contiene 96 , mientras que el H2S contiene 220 , luego

el contenido de agua en el gas total es:

WCAGT=77,3x 0,889+96 x 0,0935+220x0,0175= 81,46 (lb de H20/ MM PCN. Luego el porcentaje molar del agua en el gas de alimentación es:

%Molar de H20 en el gas=

Con esta cantidad porcentual de agua obtenida en el gas se puede fácilmente determinar la presión parcial del agua en el gas, para ello simplemente se utiliza la fórmula que relaciona la fracción molar y la presión total, con la presión parcial del gas, en este caso el vapor de agua, en la mezcla de gas natural, que se quiere deshidratar.

Contenido de agua requerida a la salida de la planta Concentración del TEG que entra a la torre de absorción es 99,5% P/P, la cual es la establecida para la eficiencia del proceso.

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b.- Temperatura de Operación de la Torre se Absorción. Este parámetro se determina en forma gráfica para ello se utiliza la cantidad de agua a la entrada y la presión de operación, con lo cual se obtiene la temperatura de saturación del gas

. Este valor es aproximadamente igual a la temperatura de operación de la torre de absorción. Se asume que el diseño de la torre, será con platos, luego la corrección para la temperatura es de 0,991, lo que indica que la temperatura de operación es

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

d.- Construcción de la línea de Operación. Para el diseño de este parámetro se necesita: definir los siguientes aspectos:

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

Flujo Másico de gas seco expresado en (lb/día)= Este flujo másico de gas seco es igual al flujo másico de gas saturado con agua que entra a la torre de absorción menos el flujo de agua que viaja en la fase de vapor con el gas, luego se tiene que:

(mH20 en V2)= MMPCN= x MMPCND = 3258,4

(mH20 en V2)=2094283,07-3258,4= 2091024,67

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

=

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

V2-(m H20 absorbida)=2094283,07 -(3258,4-7x40) =2091304,67

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

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

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

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

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

Flujo Másico del TEG puro (lb/día)

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

y la presión de operación se obtiene la temperatura a la cual el gas natural y el agua estén en equilibrio, que en este caso es 28F. Con este valor y la temperatura de operación de al torre de absorción, se obtiene en forma gráfica la concentración del TEG en % P/P del TEG a la salida de la torre, la cual en este caso es 98%P/P. El balance total de masa en la torre de absorción, se presenta en la ecuación (11), y que es de gran utilidad en el proceso de balance de los materiales en el proceso de deshidratación y es:

(11)

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

(%TEG en L1) x (%TEG en L2) (12)

. (13)

;

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

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

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

(mH20 en L1)=1-(%TEG en L1L1=

Luego se obtiene que:

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

(mH20 en L2)L2=1-(%TEG en L2L2=

Después de haber realizados todos los cálculos necesarios para el diseño de la torre de absorción, para el diseño se necesita determinar lo siguiente:

Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor (Y). La curva de equilibrio se obtiene de graficar la relación de peso del agua al gas seco (Y), en función de la relación del agua al TEG puro(X), y se obtiene una curva, donde se pueden determinar las constantes de equilibrio para el proceso.

Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción. Este cálculo se realiza en forma gráfica, y se obtiene una alta precisión, por lo que se uso y utilidad es claro y precisa

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

Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la Torre de Absorción Para la obtención de este parámetro se debe de utilizar lo siguiente, equipos o componentes, que desde luego permiten establecer en forma clara lo que se esta tratando de establecer:Diseño del Regenerador. Para el diseño del Regenerador se necesita definir los siguientes parámetros: Flujo másico de la solución de

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TEG que viene de la torre de absorción y entra a la torre de regeneración en (lb/día). El valor de al flujo másico del TEG que abandona la torre de absorción, es decir

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

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

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

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

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

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

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

Planta de Deshidratación de Gas Natural con Glicol: Los pasos necesarios para realizar este proceso se mostraran con un ejemplo: Por ejemplo se necesitan deshidratar 98 MMPCND, la deshidratación será hasta dejar el gas con 7 libras de agua /MMPCN. La deshidratación se realiza con (TEG) con una pureza de 98,5 %P/P, se sabe que la densidad de este glicol es 69,86 (lb/pie3) La gravedad específica del gas al aire es 0,67. La presión de operación en el contactor alcanza un valor de 1015 lpca, mientras que la temperatura en el contactor alcanza un valor de 100F.Determinar con los datos y parámetros previamente establecidos para el proceso lo siguiente::a.- El diámetro del contactor

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b.-La tasa de circulación del glicol

c.-La carga calorífica del rehervidor

d.-Los requerimientos caloríficos para el precalentador y el calentador glicol/glicol y para el intercambiador gas /glicol.

Con la gravedad específica se obtiene que la temperatura y presión seudocrítica es 376 R y 669 lpca. Con estos valores se obtiene que la temperatura y presión seudorreducida es 1,49 y 1,52, para un de (Z) en forma gráfica de 0,865.

a.- Determinar el Diámetro del Contactor: Para determinar el diámetro del contactor se utiliza la siguiente ecuación:

(14)

Donde: diámetro del contactor; (T) temperatura absoluta; (P) presión absoluta;

(Z) Factor de compresibilidad a las condiciones de operación; densidad del

gas en condiciones de operación; densidad del glicol utilizado; caudal

del gas en condiciones normales; diámetro medio de las partículas igual a 125

micras y constante de dragado igual a 0,852. La densidad de gas en condiciones operacionales se determina, según la fórmula recomendada y que ha sido ampliamente utilizada en los cursos de gas:

Se recomienda utilizar un diámetro interno para el contactor de 72 pulgadas, ya que el calculado no existe en la industria.

b.- Determinación de la Tasa de Circulación del Glicol: Para resolver esta pregunta se necesita conocer la cantidad de agua que contiene el gas, la cual se obtiene de las gráficas y se obtiene que el gas contiene 63 lb de agua /MMPCN del gas. Tal, como los requerimientos del problema son llevar el contenido de vapor de agua hasta la norma, es decir 7 lb de agua/MMPCN del gas. Luego la cantidad de agua que se necesita eliminar son 56 lb de agua/ MMPCN. Con estos datos se obtiene que la fracción de agua removida del gas es 56/63=0,89. Con este valor se obtiene de las gráficas que el porcentaje mínimo del TEG, para obtener esta fracción es de 97% P/P, que viene a ser una solución de alta pureza

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necesaria para mantener la eficiencia del proceso de deshidratación del gas natural a tratar.

Se sabe que en el rehervidor la temperatura máxima alcanza un valor de 400F, y por efecto de la descomposición del glicol, se debe de tomar un rango de temperatura de 350-380 F. Para ello se sabe que cuando la temperatura es 350 la pureza del TEG es 98% P/P, mientras que a la temperatura de 380 es 99%P/P. Si se toma un valor promedio para el TEG, es decir 98,5%P/, y realizando las extrapolaciones necesarias se obtiene que la temperatura del glicol en el rehervidor es estas condiciones es 353 F, desde luego se tiene que hacer la salvedad, que al no utilizarse gas de despojamiento, el %TEG pueda estar entre 98 y 99% P/P, ya que el gas de despojamiento le permite al glicol alcanzar un valor de 99% P/P sin que haya incremento en la temperatura, lo cual permite que el proceso de realice en forma eficiente, y no existan problemas operacionales que no se puedan controlar.

Tomando como referencia la fracción de agua a ser removida de la corriente y la concentración del TEG 98,5%P/P, se puede leer en las gráficas la tasa de glicol necesaria, lo cual corresponde a 2 etapas teóricas que corresponden a 8 etapas reales, deducción que se obtiene de las gráficas, ya que para una eficiencia teórica del proceso de 25%, corresponde a una etapa teórica y 4 etapas reales. Todo, esto permite concluir que es posible remover la cantidad de agua requerida con una tasa de glicol de tres galones de TEG por cada libra de agua a remover (3 gal/lb de agua), luego realizando los factores de conversión se obtiene la tasa de circulación del TEG en galones de glicol por minuto (gpm)

Luego la tasa de circulación del TEG es de 11,43 gpm

c.- Estimar la Carga Calorífica del Rehervidor. Para aproximarse al servicio requerido por el rehervidor del problema, se puede calcular la tasa requerida del glicol pobre, según lo siguiente:

A la tasa de glicol pobre hay que agregarle el agua removida, para lo cual se tiene

Tasa de la solución de TEG Rica= 7.177,28+228,67=7.405,95(lb/hora).El rehervidor debe ser adecuado para suministrar el calor sensible al glicol, calor latente al agua neta rechazada y el reflujo necesario para la operación de la columna. Con el objetivo de calcular las variables es necesario hacer suposiciones referentes al aumento de temperatura en el intercambiador de calor glicol

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rico/glicol pobre y la carga térmica del serpentín de reflujo. Para los fines de estos cálculos se supone que el serpentín glicol /glicol recupera suficiente calor de modo que la temperatura de alimentación a la columna destiladora sea de 200 F y también que el calor retirado en el serpentín de reflujo es 50% de la tasa de rechazo de agua neta. En forma gráfica se obtiene, que el calor específico promedio correspondiente a una solución de TEG rica de 98,5% P/ P es 862 BUT/gal, luego se tiene que:

Se recomienda utilizar 591160 (BTU/hora), donde se supone una pérdida calorífica de 27%

d.- Calcular los Requerimientos Calóricos de los Intercambiadores de calor : para realizar este cálculo es necesario tener en cuenta lo siguiente:

Precalentador Glicol/glicol: TEG =10F (temperatura del Contactor)=200F

Composición del glicol pobre 98,5% P/P sale del acumulador e ingresa al contactor. Base de cálculo 1 galón de glicol pobre.

Porcentaje de agua en la mezcla 1,5%P/P

Composición del Glicol Rico; base de cálculo 1 galón de glicol rico

%P/P

Tasa de Flujo del Glicol Rico

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Requerimiento Calórico del Glicol Rico en el precalentador. Para realizar los cálculos es necesario tener en cuenta lo siguiente:

Cp (95,1%P/P) TEG =0,56 a una temperatura de 110F, mientras que a la temperatura de 200 F es 0,63, para un valor promedio de 0,595, luego:

Intercambiador Glicol/glicol (calentador): para solucionar estos parámetros se tiene lo siguiente:

Glicol Rico ,

Glicol Pobre ; (valor asumido, habrá que calcular)

Requerimientos Calórico del Glicol Rico en el Calentador): para ello se tiene lo siguiente: Cp (95,1%P/P) = 0,63 y a 300F es 0,67, para obtener un valor promedio De 0,665 (BTU/ lb F, que queda:

Tasa de Flujo del Glicol Pobre:

La temperatura promedio entre 353 y 250 F es 301,5 F. Lo que indica que:

Cp (promedio) con una concentración de glicol de 98,5% P/P es 0,67 (BTU/lb F

(15)

y = 441143,71 (BTU/hora) (16),que corresponde al calor del glicol rico en el calentador):

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lo que indica que el valor asumido para la temperatura fue aceptable

Precalentador Glicol/Glicol: Proceso de gran importancia, y que hay que realizar con mucha precisión y exactitud, para impedir problemas operacionales en el proceso de deshidratación del gas natural, con el uso de glicoles en el proceso de absorción, ya que este proceso es uno de las más utilidad, y de mucho uso para el tratamiento del gas natural, y que hay que realizar con mucha precisión, ya que posteriores procesos depende de este, y es posible que los procesos posteriores sean de poca eficiencia, debido fundamentalmente que se produjo algún error en el diseño de algún equipo, sea por error de calculo o mala interpretación de un resultado, y que de alguna forma interfiere en los procesos posteriores del proceso.

Glicol pobre

175F (valor asumido, hay que calcular posteriormente)

, luego se obtiene que:

Cp(promedio) con 98,5% P/P del TEG=0,61 (BTU/lb F, luego:

(17)

, que corresponde al calor del glicol rico en el precalentador

Este valor de temperatura es menor que la temperatura máxima permitida por el fabricante de la bomba, el cual estima que el valor tiene que ser 210 F, luego se tiene que Glicol pobre y (Esta es la temperatura que corresponde a la temperatura del contactor) Bajo estas condiciones que:

Cp(98,5%P/P)TEG =0,58 a 159,3 F y 0,53 a 110 F. Luego el promedio es 0,56 (BTU/lb F)

Mantenimientos de Equipos y Limpieza de la Planta de Deshidratación. Aquí se presentan algunos procedimientos generales para la ejecución de trabajos de mantenimiento en la planta. En cada caso debe ser consultado el manual de mantenimiento del fabricante del equipo correspondiente:

a.- Mantenimiento de Bombas: En este caso se recomienda: Cerrar la válvula de succión y descarga.; Ventear los vapores del sistema.; Drenar los líquidos al

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sistema de drenaje correspondiente.; En caso de tener que sacar la válvula de succión de la bomba, colocar discos ciegos tanto en la succión como en la descarga. El líquido retenido en el equipo se descargará por el drenaje previsto para tal fin.

b.- Mantenimientos de Tanques y Líneas: Aquí se debe de realizar lo siguiente: Cerrar la válvula de bloqueo correspondiente para aislar el sistema (recipiente o línea); Ventear los vapores.; Drenar todo el líquido al sistema de drenaje.; Aliviar la presión.; Lavar el sistema con agua donde aplique y descargar el sistema abierto.Colocar discos ciegos para aislar el sistema.; En caso de recipientes, hacer pruebas de explosimetría para determinar la necesidad de una limpieza adicional.

c.- Apertura de Tanques o Recipientes: Antes de abrir cualquier parte de un tanque o recipiente, el supervisor de mantenimiento debe verificar que se han realizado todos los preparativos para la apertura del mismo de acuerdo a los procedimientos del fabricante.; Todos los líquidos que puedan estar contenidos en el equipo deben haber sido removidos (drenados). El equipo debe estar aislado del proceso, bien sea por discos ciegos o desconectados del resto del proceso. Los equipos deben haber sido purgados y la prueba con el explosímetro debe ser negativa.; Todo el equipo de seguridad debe funcionar correctamente.

d.- Entrada a espacios Confinados: Antes que cualquier persona entre a un recipiente se deben haber tomado todas las precauciones para la apertura del mismo especificadas en el manual del fabricante. En general para entrar a un equipo se debe:; Abrir todas las boquillas de pasa-hombre para proveer la suficiente ventilación.; Usar mangueras con aire si la circulación de aire no es suficiente.; Asegurarse que el porcentaje de oxigeno no es menor al 18%. Si el porcentaje de oxigeno no es el adecuado, el personal debe estar provisto con un equipo de respiración adecuado. En caso de entrar sin el equipo previsto de respiración, este debe llevar un monitor de oxigeno provisto con una alarma audible para detectar cuando el contenido de oxigeno es inferior al 18%.; El personal puede entrar al equipo provisto del vestuario adecuado para el ambiente imperante dentro del mismo.

Es importante tomar en consideración las siguientes recomendaciones: Toda área de trabajo debe estar y permanecer limpia y ordenada.; Queda terminantemente prohibido el uso de gasolina, disolventes o cualquier otro tipo de líquido altamente inflamable como producto de limpieza. Cuando se considere imprescindible su uso, será necesario obtener una autorización (permiso de trabajo en frío) emitida por el operador.Deshidratación del Gas Natural por Adsorción El proceso de adsorción se define como la acción de adsorber. Que se adhiere a la superficie del sólido adsorbente. En los productos, como la sílica, alúmina y mallas moleculares, una pequeña cantidad del sólido tiene una gran superficie de contacto. Propiedad mediante la cual un componente se adhiere a la superficie de otro y se separa de su original. Mediante la adsorción se deshidrata el gas natural empleando sólidos. Se entiende también como la remoción de ciertos componentes de la corriente de

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gas que incluye, pero que no se limita a, uno o más de los siguientes componentes: gases ácidos, agua, vapor o vapores de hidrocarburos, los cuales son adsorbidos en una camada granular de sólidos debido a la atracción molecular hacia el adsorbente. Propiedad de reaccionar, ocultar o producir reacciones químicas sobre superficies metálicas calientes que tienen muchos componentes, lo cual en cromatografía ocasiona cambios en la estructura de la muestra o pérdida de la misma.

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

Ventajas del Proceso de la Adsorción: Las principales ventaja de este proceso en relación a otros procesos de deshidratación son:

a.- Logra menores puntos de rocío. Esto es de vital importancia, en vista que el agua puede pasar antes a la fase líquida, donde puede ser atrapada o simplemente eliminada de la mezcla gaseosa

b.- Puede operar a mayores temperaturas, trabajar a mayores temperatura sin que la sustancia adsorbente pase a la fase de vapor es de gran importancia, para la eficiencia del proceso de deshidratación de gas natural

c.- Se adapta mejor a bruscos cambios de carga, motivado a que se pueden manejar cargas muchos mayores, que en otros proceso de deshidratación, le confiere al proceso de adsorción, una gran ventaja, sobretodo todo al realizar una evaluación de la rentabilidad y economicidad del proceso de deshidratación.d.- Algunos lechos pueden retener otros contaminantes, desde luego si puede retener otros contaminantes es también una ventaja, solo que habrá que realizar un buen análisis, para determinar esta ventaja

e.- Los lechos no se descomponen térmicamente, por lo que se hacen tener una gran ventaja en relación. a otros que pueden ser térmicamente degradados

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Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida. Cuando el gas a deshidratar sea destinado a las plantas de extracción y/o fraccionamiento, el contenido de agua tiene que encontrase mucho más bajo de la norma, ya que la norma indica 7 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas (7 lb de agua/MMPCN). Si esta cantidad de agua se mantiene en el proceso de extracción el agua pasara a la fase sólida, causando graves problemas operaciones es por ello que en estos proceso la cantidad de agua permitida es 0,1 partes por millón, sobre la base del volumen (0,1 ppm,V).

Luego para lograr deshidratar el gas a esos niveles se utiliza la adsorción, para lo cual se utilizan sólidos como Alumina Activada, La Silica gel o las mallas moleculares, las cuales son de utilidad para remover pequeñas cantidades de agua de la corriente de gas. La regeneración del sólido se lleva a cabo calentando el medio a través de una resistencia eléctrica o haciendo pasar gas caliente a través del lecho El proceso de adsorción puede ser físico o químico, si es químico es irreversible, mientras que si es físico es reversible, por lo tanto se puede emplear el proceso de deserción, para descontaminar sistema contaminados.

Adsorbato: elemento adsorbible que retiene los tamices moleculares por fuerzas físicas más que por químicas; en otras palabras, cuando la molécula adsorbida es posteriormente liberada por la aplicación de calor, el cristal queda en el mismo estado químico que estaba antes de la adsorción.

Adsorbente: sustancia, generalmente sólida, con una gran capacidad de adsorción. Suele tener estructura porosa. Sólido utilizado para remover algunos componentes del gas que se está procesando.

En la figura 25 se muestra un proceso de deshidratación por adsorción La figura 25 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural a través por adsorción En figura 25 se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, en la otra se regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope de la torre de adsorción En el fondo se obtiene gas seco (gas anhidro o gas sin agua). El gas que deja la torre de regeneración se enfría y se le hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos, que todavía se mantienen junto al gas de salida, se supone que este gas de salida, tiene que reunir los requisitos establecidos en cuanto a contenido de agua permisible, además de otros componentes indeseados.Figura 25 Unidad de Deshidratación por Adsorción

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

b.- Adsorción Física Se entiende por adsorción física la: adherencia de un componente sobre la superficie de otro, donde participan la naturaleza del adsorbente y los efectos de la presión y la temperatura. Todo proceso de adsorción es una acción de tipo físico. El producto que se adsorbe sobre la superficie puede ser desorbido o separado mediante calentamiento. Es un proceso comúnmente utilizado para la deshidratación del gas natural. Si el proceso es físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos del fluido, una alta tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, y debe de mantener también la resistencia mecánica, de tal forma que se puede realizar la evaluación de la eficiencia del proceso, sin mayores consecuencia, sin tener que sufrir cambios en la parte mecánica de los materiales y equipos.

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Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural En la industria se utilizan lechos fijos de desecantes para deshidratar gas, los deshidratantes típico son los tamices moleculares. Un deshidratante de lecho fijo, tiene por lo menos, dos recipientes llenos de desecantes. Mientras uno de ellos esta en la adsorción el otro esta en regeneración, lo que indica que la deshidratación del gas, con estos procesos es continúo Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.

a.- Tamices Moleculares. Los tamices moleculares, también se les denomina mallas moleculares Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos.

Los tamices moleculares por ser silicatos de Aluminio poseen una estructura cristalina uniforme. Es esta estructura la que se emplea para "filtrar" moléculas de contaminantes. Los tamices se producen en granos de varias formas y tamaños para adaptarse a la aplicación y al peso del lecho. Se describen también en Ángstrom según su estructura cristalina, y se tiene

1.- Tamices moleculares de 3A Empleado para secar hidrocarburos no saturados (Etileno, Propileno) y compuestos muy polares (Metanol, Etanol).

2.- Tamices moleculares de 4A Utilizado en servicio de deshidratación de uso general y en algunas aplicaciones con Dióxido de Carbono.

3.- Tamices de moleculares de 5A Empleado para la deshidratación del gas natural, y para la remoción de Dióxido de Carbono, Sulfuro de Hidrógeno y Mercaptanes. También para la separación de n-Parafinas de los hidrocarburos ramificados y cíclicos.

4.- Tamices moleculares de13X Utilizados para la remoción simultánea de los contaminantes indicados anteriormente debido a que posee un tamaño mayor de poros (10A).

Las aplicaciones incluyen la deshidratación y el endulzamiento de hidrocarburos gaseosos y líquidos. En cada caso, el diseño óptimo será aquél donde la materia prima tendrá una contaminación menor al 1%, y donde el nivel de contaminación deseado para el producto esté en el rango de las partes por millón (ppm) Los sistemas de tamices moleculares ofrecen muy elevados niveles de pureza para el producto y son frecuentemente la elección preferida para aplicaciones tales como la deshidratación del gas natural para plantas criogénicas o su endulzamiento a

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niveles de Sulfuro de Hidrógeno aceptables para los gasoductos.

El sistema típico comprenderá un número múltiple de lechos absorbentes al cual fluye el gas, habiendo pasado inicialmente por un filtro-separador para la eliminación de partículas libres de líquidos y sólidos. Los lechos eliminan fundamentalmente todos los contaminantes y se saturan a lo largo de un período de varias horas. Antes de alcanzar la saturación, el flujo de gas es enviado a un lecho alternativo, y el lecho original es alimentado con un gas seco (gas anhidro) y caliente para eliminar los contaminantes y regenerar el tamiz. El gas de purgado es tratado a su vez para recuperar los contaminantes según sea o no conveniente. Una vez regenerado, el lecho es enfriado y colocado nuevamente en línea.

Los tamices moleculares retienen adsorbatos (elementos adsorbibles) por fuerzas físicas más que por fuerzas químicas; en otras palabras, cuando la molécula adsorbida es posteriormente liberada por la aplicación de calor, el cristal queda en el mismo estado químico que estaba antes de la adsorción. La desorción de agua en los tamices es un proceso reversible siempre que no ocurra condensación de hidrocarburos pesados de punto de burbujeo muy elevado, caso en el cual el lecho podría perder parcialmente su capacidad para deshidratar. En la figura 26 se presentan la estructura de un tamiz molecular.

Figura 26 Estructura de un Tamiz Molecular

Al analizar la figura 26 se puede deducir que la superficie externa de los cristales está disponible para la adsorción de moléculas de todos tamaños, mientras que la superficie interna es alcanzable sólo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea suficientemente pequeño como para pasar por los poros. Para tener una idea de la estructura del cristal, basta decir que el área externa es sólo 1% del área total. Los tamices moleculares no sólo adsorben moléculas basados en tamaño y configuración, sino también en polaridad y grado de saturación.

La fuerza de adsorción de los tamices moleculares se debe principalmente a los cationes que forman parte del retículo cristalino. Los cationes de Sodio (Na) y Calcio (Ca), actúan como puntos de fuerte con carga positiva que atraen en forma electrostática los extremos negativos de las moléculas polares, como por ejemplo el agua. A mayor momento dipolar de una molécula, más fuertemente será adsorbida. Ejemplo de tales moléculas son aquellas que contienen átomos de Oxígeno; Azufre; Nitrógeno, desde luego, un tamiz molecular adsorberá antes una molécula polar que una no polar.

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También puede ocurrir que esos puntos de fuerte carga positiva induzcan dipolo en otras moléculas, ocurriendo una adsorción posterior; mientras más insaturada es una molécula, más polarizable es y, por lo tanto, más fácil será adsorbida. Así, un tamiz molecular adsorberá etileno, una molécula insaturada de un hidrocarburo saturado. Por estas propiedades los tamices moleculares son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas sustancias.

En los tamices moleculares la cantidad del compuesto adsorbido aumenta rápidamente a un valor de saturación a medida que se incrementa la concentración de dicho compuesto en la fase externa al tamiz. Cualquier incremento adicional en la concentración a temperatura constante no ocasiona aumento en el monto adsorbido; ese equilibrio normalmente indica que se han llenado completamente los espacios vacíos de cristal.

1.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables en los puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100F). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica

2.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A, que es una unidad que equivale a 1x10-8 cm, fácilmente se puede convertir al sistema Británico de Unidades. El desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos. En la figura 27 se presenta una muestra de Silica Gel existente en el mercado.

3.- Carbón Activado El carbón activado es un producto tratado y activado químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural. Además es un componte, que ha sido muy cuestionando, fundamentalmente por los problemas ambientales, ya que aparentemente causa graves problemas al medio ambiente, sin contar con los posibles problemas de salud, que puede causar a los operadores de las plantas, donde se utilice. El carbón activado, tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural En este proceso el fluido al secarse es pasado a través de una torre empacadaFigura 27 Muestra Comercial de Silica Gel

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b.- Uso de Membranas en el proceso de deshidratación por Adsorción: Una. Membrana de adsorción, es un material de: piel delgada a modo de pergamino. Cualquier tejido o agregado de tejidos que, en conjunto, presenta forma laminar y es de consistencia blanda, su utilidad esta relacionado con el endulzamiento y deshidratación del gas natural El proceso consiste en la permeación diferencial de los diferentes compuestos del gas a través de una membrana polimérica, por ejemplo, acetato de celulosa. Una membrana es una barrera selectiva. Esto significa simplemente que diferentes gases, vapores o líquidos, se desplazan a través de ella a velocidades diferentes. Un ejemplo de una barrera es un globo. El helio pasa a través del globo con el pasar del tiempo, permitiendo que el globo se desinfle. Otro ejemplo de una barrera por adsorción por membrana es una botella plástica para envasado de bebidas gaseosas (sodas). Con el transcurrir del tiempo, el Dióxido de Carbono pasa a través de la pared de la botella, y la bebida terminará sin gas.

Las membranas utilizan el principio de la permeabilidad selectiva para realizar las separaciones deseadas. Cada gas de un flujo dado que es alimentado a la membrana posee una velocidad diferente de penetración, la cual es función de su habilidad para la difusión a través de la pared de la membrana. Ejemplos de gases rápidos son el oxígeno y el vapor de agua, los cuales se difunden rápidamente a través de la pared de una membrana. Ejemplos de gases lentos son el nitrógeno y el metano, los cuales permanecen en el alma de la fibra y pasan muy lentamente a través de la pared de la fibra. Los gases rápidos son venteados de la membrana a menor presión. La fuerza que impulsa la separación es la diferencia entre la presión parcial del gas en el interior de la fibra hueca y aquella del gas en el exterior.

Las membranas pueden fabricarse de polímeros, metales, cerámicos, vidrios, carbono, etc. Existen cuatro tipos de geometrías para las membranas: placa y armazón, enroscados en espiral, tubulares y fibras huecas. La membrana de placa y armazón es un ensamble simple, el cual posee un área de membrana muy limitada para un tamaño dado. Una membrana enroscada en espiral mejora el área efectiva de la membrana, pero tiene problemas debido a altas caídas de presión. Las membranas tubulares poseen un área efectiva moderada para la membrana y son la configuración preferida en separaciones sucias (por ejemplo, agua sucia). Las membranas de fibras huecas, la geometría más común para las

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membranas para uso comercial hoy en día, poseen una superficie efectiva de la membrana muy superior por volumen de separador. Las membranas de fibras huecas constituyen una estructura auto-soportante, que provee la capacidad para soportar mayores presiones.

Beneficios de las membranas. Las membranas son dispositivos simples, de tipo pasivo; No se requiere mantenimiento para las membranas.; Se requiere un mínimo mantenimiento en sistemas de membranas, consistente en el reemplazo de elementos filtrantes ubicados corrientes arriba; Han sido comprobados en una amplia variedad de aplicaciones Los sistemas son fácilmente expandibles mediante el agregado de más separadores del tipo membrana.; Se pueden lograr ahorros significativos, a comparación con otras tecnologías.; y son de bajo peso.

Consideraciones sobre el Diseño de un Deshidratador con Tamices Moleculares: Hay una serie de consideraciones que deben de ser tomados en cuenta a la hora de diseñar un sistema de deshidratación de gas natural, con tamices moleculares, como por ejemplo se tiene:

Variables de Operación: Se entiende por variable de operación a los: parámetros que afectan el comportamiento de la planta o del sistema, en este caso se tiene:.

a.- Temperatura de Contacto: Este parámetro afecta en forma considerable la capacidad de los tamices moleculares, lo que significa la cantidad de adsorbato que puede retener, la literatura indica que a mayor temperatura de contacto, menor es la cantidad de agua adsorbible. El rango usual de temperatura de deshidratación con un desecante sólido es entre 80 y 100F, aunque desde luego este puede variar dependiendo del proceso.

b.- Presión de Contacto: Los efectos de este parámetro son despreciables, en todo caso el diseñador no debe de olvidar que a mayor presión, menor será el volumen ocupado por el gas, así como la cantidad de agua que puede transportar el gas que entra a la planta. Es posible que las bajas presiones aumenten el tamaño de los equipos, mientras que altas presiones aumente el espesor de los recipientes, lo que pueden causar graves problemas operacionales al proceso de deshidratación del gas natural, a través de los tamices moleculares, y por ende a través del proceso de adsorción.

c.- Tiempo de Contacto: Es recomendable que este parámetro sufre una reducción mínima, de tal forma de garantizar un descenso drástico del punto de rocío, lo cual se logra con una alta velocidad del fluido. Por, otro lado es necesario tener en cuenta la caída de presión en el lecho que inducirán altas velocidades, ya que se podrían romper las partículas del tamiz hasta formar una masa compacta sin capacidad de adsorción. En todo, caso se suele utilizar una velocidad de 30 a 45 pie/minuto, lo suficiente para que el proceso de deshidratación del gas natural sea lo suficientemente eficiente.d.- Tamaño de las Partículas: Para un mismo tipo de material, a medida que se reduce el tamaño de las partículas se incrementa la superficie de adsorción y por

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lo tanto, la capacidad, aunque también se incrementa la caída de presión a través del lecho.

e.- Regeneración: Este es un proceso por el cual se adsorbe el agua del lecho y el tamiz queda preparado para el próximo ciclo de adsorción, lo cual se logra calentando la camada y evaporando el agua. El proceso se hace más efectivo si se pasa el gas de regeneración en sentido contrario al del flujo del gas en el paso de adsorción, lo que indica, que se regenera primero la parte final del lecho empujando el agua hacia la parte más saturada del mismo, de esta forma se elimina la posibilidad de contaminar el gas seco al comienzo del ciclo siguiente. Por lo normal se utiliza un periodo de enfriamiento para prevenir temperaturas excesivas en el lecho y así aumentar su eficiencia. Para el cálculo de la carga térmica y regeneración debe tomarse en cuenta el tamiz en el recipiente y las tuberías, los calores latentes y de evaporación del agua y las pérdidas de calor.

f.- Problemas operacionales: En el proceso de deshidratación los tapones de agua formados, dañan en cierto grado los lechos de tamices moleculares, para evitar el daño debe de utilizarse un separador a la entrada de la planta, antes del absorbedor. Los cambios bruscos de presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos del lecho, debido al calentamiento y enfriamiento pueden causar compactación del empaque desecante; estos problemas pueden evitarse con un buen diseño mecánico. El problema más usual y dañino para los lechos es la contaminación del tamiz con hidrocarburos pesados, tales como, los destilados, condensados, aceites de adsorción y/o aceites lubricantes. Para evitar, los daños deben de utilizarse filtros o lecho de silica gel o bauxita aguas arriba del absorbedor.

g.- Capacidad de Adsorción de algunos tipos de Desecantes: En los diseños a menudo se utilizan sólidos cuyas capacidades de adsorción son fundamentales, cuando se trabaja con un gas de alta presión. En el cuadro 14 se presentan las capacidades de adsorción de una serie de materiales, materiales que por lo general, se manejan en forma intensiva, en el proceso de deshidratación de gas natural a través de la adsorción.

Cuadro 14 Capacidad de Adsorción de Algunos Desecantes:

Tipo de material lb de agua/100 lb de desecanteBauxita activada 3 a 6Alúmina activada 3 a 6Silica gel 5 a 7,5Mallas moleculares 22

Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basadas en el tamaño, sino también por la polaridad y grado de saturación. La fuerza de adsorción se debe fundamentalmente a los cationes que forman parte del retículo cristalino los cuales actúan como punto de cargas positiva que atraen en forma electrostática los

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extremos negativos de las moléculas polares En los tamices moleculares la cantidad del compuesto adsorbida aumenta rápidamente a un valor de saturación a medida que se incrementa la concentración de dicho compuesto en la fase externa del tamiz.

Etapas Que Se Deben De Cumplir En Un Proceso De Deshidratación Del Gas Natural A Través Del Proceso De Adsorción (Desecantes Sólidos) Un diseño de esta índole involucra:

a.- Cantidad requerida del material

b.- Determinación del diámetro y longitud del lecho

c.- Calculo del sistema de regeneración y suministro de calor

d.- Tamaño de los intercambiadores de calor

e.- Determinación de la secuencia apropiada en el diseño.

La actividad previa a estos cálculos es determinar los parámetros fundamentales asociados a la instalación y a los contratos de venta. Entre los puntos resaltantes están: El descenso del punto de rocío, servicios disponibles, problemas operacionales, tipo de material utilizado como material adsorbente. El volumen de material deshidratante que se requiere para un proceso de adsorción se puede calcular, utilizando ecuaciones matemática. La precisión y exactitud de los resultados dependerá del conocimiento, que se tenga del proceso que se realizará, ya que todo tiene que ser evaluado, para determinar la sustentabilidad del proceso, una de las fórmulas matemáticas es:

(17)

Donde: (V) = volumen del desecante; masa requerida del desecante; ( )

densidad del desecante; capacidad del desecante en libras de agua por libras

del desecante y cantidad de agua en el gas antes y después de la deshidratación en libras de agua por millón de pies cúbicos normales del gas por día (lb de agua/MMPCND). Se expresa en esta unidad, por ser la unidad que se utiliza en el Sistema Británico de Unidades, desde luego fácilmente se puede convertir a otro sistema de unidades.

La escogencia del desecante es una función del descenso de punto de rocío requerido en el gas que se deshidrata, vida útil y costo, entre otros; también pesa algo la preferencia individual del diseñador. Algunas variedades de desecante se presentan en el cuadro15.

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Cuadro 15 Tipos de Desecantes Utilizados en el proceso de adsorción

TIPO NOMBRE COMERCIAL

Bauxita Florite, Dri-o-cel, Porocel, Etc.

Bauxita purificada Alúmina activada

Sílica-gel, AlúminaSílica gel, molibilbead, sorbeads, H-151

Silicato alumino – álcaliMolecular sieves o tamices moleculares

Diámetro y Longitud del Absorbedor: En este punto muchos diseñadores de equipos establecen una relación práctica para la longitud y el diámetro, la cual es D x L =4, desde luego en este punto es conveniente verificar la velocidad que tendrá el gas en el lecho y el seudotiempo de contacto, y se tiene que cumplir lo siguiente:

(18)

Donde: es la velocidad del gas en (pie/minuto). Los diseñadores indican que la velocidad del gas debe de tener valores entre 30 a 45 (pie/minuto), esto es para evitar altas caídas de presión que compactarían el lecho Todo esto permite cuantificar el seudotiempo de contacto, para lo cual se utiliza la ecuación:

(19)

Se requieren algunos segundos como mínimo para permitir la adsorción del agua en el desecante, y la velocidad del gas se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

(20)

En la ecuación (20) F es el factor de conversión de días a minutos

Regeneración: El caudal de gas requerido para la regeneración dependerá fundamentalmente de la cantidad de calor que sea necesaria para calentar el lecho, como también del calor específico de gas que se utilice. La temperatura final del lecho será una función de la presión de los servicios existentes del desecante que se utilice, todo lo cual puede ser fácilmente determinado. La carga calorífica se puede dividir, según lo siguiente:a.- Calor Latente de Vaporización del Agua Se entiende por: calor latente, al calor que sin aumentar la temperatura del cuerpo que lo recibe, se invierte en cambios de estado, como el de los cuerpos sólidos que pasan al estado líquido y

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el de los líquidos al convertirse en gases o vapores. El calor latente de vaporización del agua se relaciona con la masa de agua a adsorber por el calor latente de vaporización del agua y se rige por la siguiente ecuación:

(21)

Donde: (m) es la masa de agua, (Cp) es la capacidad calorífica del agua y es la diferencia de temperatura del proceso

b.- Calor de Desorción del Agua. El calor de deserción es el calor: que se origina cuando un componente se separa de otro. Que se debe agregar para que un componente se separe de otro. En el caso que no se disponga de suficientes datos se puede suponer, para este parámetro un 10% del calor latente de vaporización del agua, y se puede utilizar la ecuación (21):

c.- Calor Necesario para Calentar el Agua hasta la Temperatura de Evaporización. En este caso se utiliza la siguiente fórmula:

(22)

Donde: = calor necesario; = masa del agua a resorber; = Calor específico del agua a presión constante, en el Sistema Británico de Unidades se expresa en (BTU/lb x F) y = = diferencia de temperatura del lecho a utilizar. Es bien importante el correcto manejo de unidades físicas que se haga en estos casos, sobretodo para evitar errores.

d.- Calor Necesario Para Calentar el desecante: Aquí se aplica lo siguiente:

(23)

Donde; = calor del desecante; = masa del desecante; = Calor Específico del desecante, normalmente se utiliza (0,25 BTU/lbxF).

e.- Calor Necesario para calentar el Recipiente La ecuación que se utiliza es:

(24)

Donde: = Calor del recipiente, o tubería, = masa del recipiente que puede estimarse si se conoce el tamaño (L) y el espesor de la pared (D). Este espesor se considera que es una función de la presión de trabajo, al cual se añade un 10% por tuberías conexas, = Calor específico del acero, por lo normal se utiliza un valor de 0,11(BTU/lb xF).

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f.- Pérdidas de Calor: En este caso se considera que:

) (25)

Las pérdidas de calor suelen estimarse en un 10% del calor total, por lo que la carga calorífica toral es

(26)

Luego el calor necesario para la regeneración es:

(27)

Donde: = calor de regeneración = ; = masa del gas, la cual es igual

a = Flujo del gas x tiempo de regeneración x densidad; = calor específico del gas utilizado, este parámetro depende de la composición del gas y puede estimarse en forma gráfica; = diferencia de temperatura, siendo:

la temperatura del gas a la entrada del lecho y la temperatura del gas a la salida del lecho

En los cálculos del calor se deben de considerar también el calor que requieren los intercambiadores de calor, que viene a ser el calor necesario para llevar el gas de regeneración desde la temperatura de la tubería a la temperatura requerida en la entrada del lecho y del enfriador, para llevar el gas de regeneración para la condición ambiental estimada. Todo es necesario tener claramente en cuenta, para no incurrir en errores innecesarios, y que puedan influir en la eficiencia del proceso de deshidratación del gas natural, a través de los tamices moleculares, y por ende a través del proceso de adsorción.

Intercambiadores de calor Otros cálculos asociados con el diseño es el del calentador, para llevar el gas de regeneración desde la temperatura de la tubería a la temperatura requerida en la entrada del lecho, y del enfriador, para llevar el gas de regeneración hasta la condición ambiental.

Procedimiento de Calculo de una Planta de Deshidratación por Adsorción: Para presentan un ejemplo de un sistema de adsorción se presentan los siguientes datos, que permiten realizar los cálculos necesarios para que el proceso de deshidratación utilizando tamices moleculares, y donde la deshidratación se llevara a cabo a través del proceso de adsorción se realice, con un alto grado de eficiencia e eficacia, y que además sea económicamente rentable, y que el gas anhidro que salga del proceso cumpla con todas las especificaciones válidas y establecidas.a.- Parámetros Básicos Para el Diseño:

Tasa de flujo de gas a deshidratar 20 MMPCND

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Presión de entrada 1000 lpcaPunto de rocío a la entrada 90 FPunto de rocío a la salida 10FCapacidad de adsorción 5% P/PDuración del proceso 8 horasEnfriamiento Gas naturalRegeneración Gas naturalTipo de Torre VerticalVelocidad permisible del gas 30 pie/minutoTemperatura del gas a la entrada 95FGravedad Específica del gas 0,67

b.- Volumen requerido del desecante: Los datos indican que el contenido de agua en el gas a la entrada es de 50 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (50 lb de agua/MMPCN), mientras que en la salida se acepta una cantidad mínima de 2,9 lb de agua /MMPCN, luego se tiene:

En un ciclo de 8 horas, el proceso de deshidratación debe de retener

Si la deshidratación ocurre con un 5% P/P, en cada torre, luego se tiene que:

de desecante

Si el deshidratante tiene una densidad de 50 (lb/pie3), el volumen requerido del desecante sería:

c.- Tamaño del Recipiente: En algunos recipientes se limita la velocidad a un valor entre 30-45 pies/minuto, esto se hace con el objetivo de disminuir las pérdidas de presión en la torre y la rotura del sólido. El procedimiento se sustenta en la experiencia y , por lo normal se calcula para el área transversal de la torre vacía, para ello se utilizan las leyes de los gases y la velocidad real

Tasa de Flujo del Gas:; ; ; Z=0,85

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Área de la Sección Transversal (A)=

D=2,79

pie=33,49 pulgadas

El diámetro es sin incluir el espesor permisible, y en vista que, normalmente los cabezales se consiguen en la industria solo en incrementos de 6 pulgadas, se puede escoger un recipiente de 36 pulgadas de diámetro interno. Este diámetro debe de servir para darle un margen de seguridad al diseño, lo que desde luego tendría influencia en la eficiencia del proceso.

Área Transversal=

La longitud de la camada debe de ser =125,6/6,11=20,56 pies. El tamaño del recipiente dependerá del diseño mecánico, que se utilice. La escogencia de la altura, a su vez permite estimar un subtiempo de contacto del gas con el deshidratante

d.- Gas para la Regeneración: La cantidad de gas requerido para la regeneración, desde luego dependerá del calor necesario para calentar la camada y del calor específico del gas que se utilice. La temperatura final de la camada que se regenere dependerá de la presión, también de los servicios existentes y en algún grado, del desecante que se use. La temperatura de descarga es del orden de los 325 a 350 F. Temperatura que se consideras, que son las requeridas de tal forma que se cumpla el proceso establecido, y el mismo se realice con una alta eficiencia, de tal forma que el proceso pueda ser utilizado, en otros procesos de tratamiento del gas.

Los valores de temperaturas por lo general son satisfactorios, aunque, el gas que sale del calentador, de tal forma que pueda calentar el proceso de regeneración tiene que tener un valor de temperatura de aproximadamente 400F, de tal forma que el proceso tenga una alta eficiencia

La carga calorífica total, se puede subdividir en lo siguiente: Calor de deserción del agua; calor latente de vaporización del agua: calor sensible para calentar el agua hasta la temperatura de evaporación; calor sensible para calentar el desecante; calor sensible para calentar la carcasa; y las pérdidas de calor. En el cuadro 16 se presentan unos valores para el calor sensible de algunos material, con los cuales se pueden obtener buenos resultados.Cuadro 16 Calor sensible para algunos materiales

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Material Calor específico (BTU/lbxF)Cualquier material 0,25Acero 0,11Gas 0,64Agua 1,0

e.- Cálculo de la Carga Calorífica La carga calorífica total requerida para la regeneración, se puede determinar a partir de los siguientes datos:

Espesor de la pared de la torre 0,925 pulgadas, datos que se obtuvo de las tablasPeso estimado del recipiente 5.500 libras

Calor específico del gas 0,64 (BTU/lb F Este valor se asume cuando no existan gráficos para obtener. El valor se obtiene, en base a la gravedad, presión y temperatura del gas

Temperatura al comienzo del proceso 250 F

Temperatura al final del proceso 275F

Temperatura promedio 263F

Libras de agua adsorbida en un periodo de 8 horas 314 (lb) de agua

Calor Latente del Agua en Condiciones Operacionales Calor latente del agua a la presión de 1000 lpca tiene un valor de 650 (BTU/lbmol), valor de mucha utilidad para los cálculos del proceso que se utilizara para la deshidratación del gas natural, y que como proceso es de gran influencia para el resto de los procesos de tratamiento del gas natural. Si no se toma en cuenta en la carga calorífica la carga calorífica de los hidrocarburos adsorbidos por el desecante, queda, para el calor de adsorción, para una hora:

Calor sensible para calentar el agua por una hora

Calor requerido para calentar la camada (Lecho de desecantes sólidos empleado para deshidratar el gas natural.) en una hora, el cual se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

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Calentamiento del recipiente en una hora

Carga Calorífica total:

La cantidad de gas requerido para el periodo de una hora, se puede determinar sabiendo que el gas entra a una temperatura de 400 F y sales a 263 F, luego, si se asume que (X) representa la cantidad de gas que se necesita para regenerar la camada, se tiene que::

, esto representa en caudal

Esto indica que el gas requerido para la regeneración representa en 8,44% del total tratado (20 MMPCND), por lo normal este porcentaje tiene una variación entre el 6 y 16% del gas a tratar, luego el valor obtenido esta dentro del rango establecido por la norma, luego se puede establecer que el proceso debe de transcurrir en forma eficiente.

El calentador debe de llevar gas desde la temperatura de la línea a la temperatura de entrada para efectos de regeneración, hasta 400 F.

En este caso 0,70 es la eficiencia de un calentador bien construido y 1,25( es el factor de seguridad en el diseño que pudiera afectar la carga calorífica.. Al dejar la torre el gas hidratado y caliente debe enfriarse para condensar y separar el agua recogida, por lo tanto se necesita determinar la carga calorífica en el intercambiador que se utiliza. En ausencia de servicios, a menudo se utiliza la corriente de gas para este propósito, con una diferencia de temperatura de unos 15 F y con el gas de la línea a 95F, lo cual lo convierte en un trabajo económico. El gas de regeneración dejaría el intercambiador a unos 110 F.Para propósito del balance es más fácil suponer que el vapor de agua se calienta a la temperatura a la cual el gas caliente deja la torre. A pesar de que no ocurre así, conducirá a respuestas correctas en los cálculos, ya que la variación de entalpía es una diferencial termodinámicamente completa, por lo tanto se puede

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escribir el siguiente balance, para lo que se utiliza la temperatura de gas de entrada a 340 F

=661398,14(BTU/hora)

Esta cantidad de calor sería suministrada por la corriente principal, suponiendo que es la temperatura final de la corriente principal. La se determina, según lo siguiente:

TF=119,24 F. En muchos casos el valor de esta temperatura esta condicionada a tener un valor que oscila entre 110 y 120 F, lo que indica que el valor determinado esta casi en el límite máximo del proceso, por lo tanto podría se aceptado como bueno, por lo tanto es de utilidad para la utilización del proceso de deshidratación del gas natural a través de la adsorción.

Operación de una Planta de Deshidratación por Tamices Moleculares: Por lo general lo que ocurre es que el gas natural frío a la presión de operación a una temperatura aproximada de 34 F, fluye desde el expansor de alta presión al separador/filtro de entrada y a la planta deshidratadora; este separador retiene cualquier líquido libre que pudiera dañar los tamices moleculares que están aguas abajo. Del filtro el gas pasa a través de dos recipientes que contienen un lecho protector de dos pies de silica, con el objetivo de retener cualquier sólido que contenga el gas, después de los lechos de silica el gas pasa a los tamices moleculares. A medida que el gas fluye a través de los tamices, el agua se adsorbe y el gas se deshidrata hasta 0,1 ppm, V, posteriormente el gas pasa a través de los filtros de salida donde se retiene, el polvo o cualquier partícula sólida. Los cuatro lechos de tamices que se utilizan en la deshidratación se regeneran periódicamente. En la figura 28 se presenta un proceso de deshidratación del gas natural con tamices moleculares.

En la figura 28 se observa todo el proceso de deshidratación del gas natural con tamices moleculares, proceso que se realiza en la planta de Extracción de Jusepín, Estado Monagas. En la figura se representa el proceso desde que el gas hidratado llega a la planta, y los pasos que debe de seguirse para, que al final del proceso se obtenga un gas anhidro y dentro de las especificaciones.Figura 28 Deshidratación de Gas con Tamices Moleculares

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Las razones principales de la importancia de la deshidratación del gas natural incluyen las siguientes:

a.-. El agua liquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que pueden obstruir válvulas, tubería, etc.

b.- El gas natural que contiene agua liquida es corrosivo, particularmente si contiene Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno

c. El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden condensarse causando condiciones lentas de flujo.

d. 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.

e.- 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.

Sobre la base de los puntos señalados, la razón más común de deshidratación es prevenir la formación de hidratos en los gasoductos. Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por la combinación de gas natural y agua bajo presión a temperaturas considerablemente por encima del punto de congelación del agua. En la presencia de agua libre, los hidratos se formaran cuando la temperatura este por debajo del punto llamado temperatura de formación de hidratos, temperatura que puede ser cuantificadas utilizando ecuaciones matemáticas, como también gráficos, ampliamente difundidos, y que son de una gran utilidad, de tal forma que el ingeniero de proceso, pueda tomar las previsiones necesarias para el control de la temperatura.La formación del hidrato es comúnmente confundida con la condensación. La diferencia entre ambas debe ser claramente entendida. La condensación del agua

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del gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura esta 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. Esto es esencial ya que los hidratos pueden atorar el flujo, 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 mas baja. La formación excesiva de hidratos también puede bloquear completamente las líneas de flujo y el funcionamiento del equipo. De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia, es la manera más sencilla de eliminar los hidratos es para remover substancialmente el agua de flujo del gas natural. El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada.

Otra aplicación importante para el secado con desecante es el licuado del gas natural. El metano es convertido a líquido por medio de un proceso de criogénico a (-285F) y presión atmosférica. Existe una reducción del volumen de 600 a 1. Como líquido, grandes volúmenes de metano pueden ser transportados y/o almacenados. Las compañías de gas natural licuan y almacenan gas (1 a 20 MMPCND) durante periodos de baja demanda y utilizan el gas líquido almacenado durante periodos con alta demanda. El gas natural localizado en áreas remotas puede ser licuado y transportado a los lugares de demanda. Las secadoras son utilizadas por los bajos puntos de rocío requeridos para la producción criogénica de LNG (Gas Natural Licuado).

Impacto Ambiental de la Deshidratación de Gas Natural con Glicol Uno de los graves problemas de contaminación del proceso de deshidratación de gas natural con glicoles son las emisiones a la atmósfera de gas metano. La mayoría de los procesos de deshidratación de gas natural con glicoles, utilizan el Trietilenglicol (TEG) como líquido absorbente y usan bombas para circularlo a través del deshidratador. Por, lo general, los operadores usan dos tipos de bombas de circulación, las bombas de glicol propulsadas con gas, también conocidas como bombas de intercambio de energía y las bombas eléctricas.

Las bombas propulsadas con gas son las bombas de circulación más comunes en las áreas remotas que no tienen acceso a suministros de energía eléctrica. Son básicamente bombas neumáticas impulsadas por gas, especialmente diseñadas para aprovechar la energía del gas de alta presión arrastrado en el TEG rico que sale del contactor de gas. Es necesario tener una producción de gas húmedo de alta presión para tener la ventaja mecánica, y por lo tanto se transporta más gas metano enriquecido al regenerador de TEG.Cuando, esto ocurre se ventila con el agua el agua hervida del TEG rico. El diseño mecánico de estas bombas coloca TEG húmedo a alta presión opuesto al TEG

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seco a baja presión, separando solo por sello de hule. Los sellos desgatados causan la contaminación del TEG puro lo que hace que sea menos eficiente para deshidratar el gas, lo cual requiere tasas más altas de circulación de glicol. Las emisiones típicas de metano son aproximadamente mil pies cúbicos normales por cada millón de pies cúbicos normales de gas tratado. Reemplazar las bombas propulsadas con gas por bombas eléctricas aumenta le eficiencia del sistema y reduce en forma importante las emisiones. Por ejemplo, un deshidratador de 10 MMPCND podría ahorrar hasta 3.000 MMPCN de gas al año

Para extraer el agua de la corriente de gas natural y cumplir con las normas de calidad de las tuberías. EL TEG circula a través del sistema de deshidratación usando bombas impulsadas por motores eléctricos o un impulsor de turbina o pistón de expansión de gas. A esta última se le llama Bomba propulsada de gas o de intercambio de energía. En algunas operacionales puede usarse un sistema combinado de bomba propulsada con gas y eléctrica. El proceso de deshidratación del gas en términos, generales incluye los siguientes elementos:

a.- El gas natural húmedo (hidratado) se alimenta al contactor de glicol, en donde burbujea a contra corriente a través del TEG puro (TEG sin agua absorbida) en las bandejas de la torre contactora

b.- EL TEG puro absorbe e agua y bajo presión, algo de metano de la corriente de gas natural lo que lo convierte en TEG- rico.

c.- El gas seco (anhidro) se va a la tubería de venta

d.-Una operación de rehervido a presión atmosférica regenera el TEG- rico al calentar el glicol para extraer el agua, el metano y otros contaminantes absorbidos, los cuales se ventilan a la atmósfera.

e.- El TEG (puro) regenerado se bombea de nuevo al contactor y se inyecta en la parte suprior de la torre contactora. En la figura 29 se representa un diagrama típico de un sistema de deshidratación de gas natural con glicol, en este caso se trabaja con el TEG, en vista que este glicol tiene una serie de ventajas sobre los otros glicoles, como por ejemplo la alta pureza más de 995,% P/P, en comparación con la concentración de otros glicoles.

En la figura 29 se observa la entrada del que contiene agua, se supone que se tiene que saber la cantidad de agua, que contiene el gas sea dulce o ácido. El gas que ingresa se encuentra en contracorriente con el TEG, y al final del proceso sale por el tope de la torre, el gas anhidro que va a venta. También se observa, la bomba donde se regenera el glicol-rico, y donde sale el gas combustible que es fundamentalmente metano, parte del cual se pierde a la atmósfera. En la figura 28 la chimenea de ventilación atmosférica del rehervidor/regenerador de glicol es la fuente principal de las emisiones de metanoFigura 29 Esquema de un proceso de deshidratación de gas natural

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La reducción de las emisiones de metano se logra al reducir la cantidad de gas hidratado que se desvía para complementar el TEG enriquecido que se genera en el rehervidor. Existen tres maneras de reducir el contenido de metano de la corriente de TEG-rico.

a.-Reducción de la tasa de circulación del TEG

b.- Instalación de un depósito separador de líquido en el anillo de deshidratación

c.- Reemplazo de las bombas propulsadas con gas por bombas eléctricas

El reemplazo de las bombas propulsadas con gas por bombas eléctricas. , se cree que es la técnica de mayor eficiencia. Las otras opciones de reducción de reducción de metano, se fundamentan en la optimización de la circulación de glicol e instalaciones de los depósitos separadores de líquido en los deshidratadores de glicol.

Bombas propulsadas con Gas: La bomba de circulación más comúnmente usada en los sistemas de deshidratación es la bomba de glicol propulsada por gas. Por su diseño, las bombas de glicol propulsadas con gas aumentan las emisiones de los sistemas de deshidratación al pasar el gas del impulsor neumático arrastrado en el TEG- rico al rehervidor. Descripción de una perspectiva general básica de la operación de la bomba:

a.- El gas natural a alta presión arrastrado en el TEG –rico del contactor (más gas húmedo a alta presión adicional) se expande de la presión de contactor (200 a 800 lpca) reduciéndose a la presión del rehervidor (cero lpca), empujando contra el lado del impulsor del pistón del cilindro principal.

b.- El otro lado de ese pistón empuja a un cilindro lleno de TEG puro a baja presión fuera del contactor a alta presión, donde se considera el valor de alta presión un valor de 800 libras por pulgadas al cuadrado absoluta, o cualquier otro valor mayor.

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c.-El pistón impulsor esta conectado a un pistón opuesto, el cual expande simultáneamente TEG- rico a baja presión al regenerdor, mientras extrae el TEG puro a baja presión del regenerador.

d.-Al final de la carrera, las válvulas deslizantes cambian la posición del pistón piloto, redirigiendo el TEG- rico a alta presión al cilindro impulsor opuesto. Las válvulas de retención de la succión y la descarga de los cilindros de TEG puro evitan el contraflujo.

e.-Después los pistones se impulsan en la otra dirección, uno expandiendo el gas del TEG- rico, mientras que se presuriza el TEG-puro al contactor, el otro expeliendo el TEG que ahora esta rico y a baja presión al regenerador mientras que llena el otro lado con TEG puro a baja presión del regenerador.

f.- La mezcla de TEG rico del lado del impulsor con gas natural a baja presión pasa al rehevidor en donde el gas arrastrado se separa y el agua se extrae de la solución con el TEG.

g.- El vapor de agua y la mezcla de gas separado del metano y otros contaminantes de gas de hidrocarburos se ventilan a la atmósfera.

h.- Al final de cada carrera, se cambian los recorridos de flujo, y el TEG- rico a alta presión empuja los pistones de regreso.

Este tipo de bomba tiene el requisito inherente de diseño de añadir gas adicional a alta presión para complementar la absorción del gas en el TEG rico del contactor (aproximadamente dos volúmenes por uno) para proporcionar una ventaja mecánica en el lado del impulsor. Esto significa que la bomba propulsada con gas pasa aproximadamente tres veces más gas al regenerador que una bomba de motor eléctrico. Además, las bombas propulsadas con gas colocan TEG húmedo a alta presión opuesto al TEG seco a baja presión en cuatro lugares con anillos en los dos pistones en la varilla conector del pistón central que los separa. CuandoLos anillos del pistón se desgastan, se les hacen surcos, las fugas de TEG rico pasan, contaminando el TEG puro. Esta contaminación disminuye la capacidad del deshidratador para absorber el agua y reduce la eficiencia del sistema. Al final la contaminación será tal que evitará que el gas cumpla con las especificaciones de tubería comúnmente de 4 a 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas.

Con tan solo 0,5% de contaminación de al corriente de TEG puro se puede duplicar la tasa de circulación que es necesario para mantener la misma eficiencia de eliminación de agua. En algunos casos, los operadores pueden circular excesivamente el TEG conforme el deshidratador pierde eficiencia, lo cual a la vez, puede llevar a tener incluso mayores emisiones de metano, por lo que se considera que puede haber un impacto ambiental, tal como las emisiones de gas metano son altamente contaminantes, para el medio ambiente, incluso para la salud de algunas plantas..

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Bombas Eléctricas: En contraste con las bombas propulsadas con gas, las bombas impulsadas con mores eléctricos tienen menos emisiones inherentes al diseño y no tienen forma para contaminar el TEG puro de la corriente rica. Las bombas eléctricas solamente mueven la corriente de TEG puro, el TEG rico fluye por caída de presión directamente al regenerador, y contiene solamente hidrocarburos y metano disuelto. El uso de bombas eléctricas como alternativa a las bombas propulsadas con gas puede rendir importantes beneficios económicos y para el medio ambiente.

Cálculo de las Emisiones de metano de la Bomba propulsada por Gas . Este cálculo se realiza a través de un factor de emisiones de las características operativas de la unidad (presión, temperatura, especificaciones de humedad) y después la multiplicación del factor de emisiones de la unidad por el factor de actividad (calidad de gas que se procesa anualmente. La fórmula que se utilizan para determinar el Factor de emisiones es:

EF=PGU x G X WR x OC (28)

Donde (EF) = factor de Emisiones de gas procesado en pies cúbico normales de gas emitido por millones de pies cúbicos normales de gas procesado; (PGU)= Uso de la bomba de gas en pies cúbicos de gas natural emitido por galón de TEG; (G ) = proporción de glicol por agua en galones de TEG por libra de agua extraída; (WR)= Tasa de agua extraída(litros de agua extraída por millones de pies cúbicos por millones de pies cúbicos normales de gas procesado, (OC)= proporción de sobre circulación

Los operadores de campo con frecuencia saben o pueden calcular el uso de gas de la bomba y la proporción de glicol por agua. Para determinar la calidad de agua que necesita extraerse (WR), se utilizan las normas de requerimientos del gas. En vista de que el limite de 4 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas se sustenta en las especificaciones típicas de la tubería para el contenido de agua en la corriente de gas.

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Bibliografía Consultada y Recomendada

MARTÍNEZ, M. 1994. Ingeniería de gas, Principios y aplicaciones, Deshidratación del gas natural. Ingenieros consultores S.R.L., Maracaibo, Venezuela.

MARTÍNEZ, M. 1994. Ingeniería de gas, Principios y aplicaciones, Endulzamiento del gas natural. Ingenieros consultores S.R.L., Maracaibo, Venezuela.

Introducción a la absorción de gases. http://webdelprofesor.ula.ve/ ingenieria/moira/clases/clase5a. Disponible en: www.google.com.

Lecciones Aprendidas De los participantes de Natural Gas STAR. http://www.epa.gov/gasstar/resourses/lessons_span.htm. Disponible en www.google.com.

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Desecantes sólidos. http://www.propackgroup.com/ desecantes/Deshidratante/ Dessecante-Tamizasp#. Disponible en: www.google.co.ve

Refinación del gas. http://www.gasliquids.com/papers.html. Disponible en www.google.co.ve

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