Deshidratacion y Endulzamiento Del Gas Natural

7/18/2019 Deshidratacion y Endulzamiento Del Gas Natural

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GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en los

yacimientos, bien sea disueltos en el petróleo crudo (gas en solución) o

formando una fase gaseosa. A condiciones atmosféricas de presión y

temperatura, esta mezcla permanece en estado gaseoso. El gas natural es

un combustible limpio y amigable con el ambiente (ecológico), utilizado

ampliamente coma fuente de energía, como materia prima en el sector

industrial y bao di!ersas formas en el hogar, contribuyendo a meorar la

calidad de !ida de las personas.

COMPONENTES DEL GAS NATURAL

El gas natural esta compuesto por hidrocarburos gaseosos e impurezas.

"na !ez eliminadas las impurezas, quedan #etano (gas), $%& y %$'

(ambos líquidos).

METANO:

El gas metano es un hidrocarburo mas li!iano que el aire, por lo que se

dispersa mas fcilmente que en éste, no es !enenoso, es incoloro e inodoro

y actualmente es distribuido por '*+A %as, hasta los centros de consumo

domestico, comerciales e industriales.

LGN, LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL:

$os componentes líquidos del gas natural, etano, propano, butanos y

pentanos se conocen con el nombre de $%&. +on utilizados como

combustible y como materia prima en diferentes industrias.



GLP, GAS LICUADO DEL PETRÓLEO:

&ombre dado a la mezcla de propano y butanos, que puede ser

almacenada y transportada en forma líquida en bombonas a presión. e uso

domestico e industrial como combustible y como materia prima en la industria

petroquímica.

TRATAMIENTO:

Es un paso pre!io a la fase de procesamiento, para eliminar las

impurezas que trae el gas natural, como agua, dióido de carbono, helio ysulfuro de hidrógeno. El agua se elimina con productos químicos que

absorben la humedad. El sulfuro de hidrógeno se trata y elimina en plantas

de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser

comercializadas para otros fines.

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON GLICOL.

+e basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un

glicol. Es un proceso de absorción donde el !apor de agua presente en el

gas se disuel!e en la corriente de glicol líquido puro.

En -/0 se instalo la primera planta de dietilenglicol (E%) y en -10

comenzó a utilizarse trietilenglicol (2E%). $a performance de una unidad

deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de rocío del

gas. En los comienzos una depresión de 34 o5 (// o6) era considerada

ecepcionalmente buena pero meoras operati!as hicieron que ya en -04 se

llegara a -74 o5 (8/ o6).



En un proceso típico el gas h9medo pasa a tra!és de un (scrubber)

remo!edor de líquidos libres. $uego, el gas ingresa al contactor e

“interca!ia" el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es

absorbida por el glicol y el gas dea el contactor a tra!és de un remo!edor de

niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la

línea de !enta.

En las plantas $2+ también de emplean glicoles para e!itar la

formación de hidratos en los intercambiadores, las consideraciones que

siguen también son !alidas para esta aplicación.

El glicol rico (en agua) es bombeado a tra!és de un filtro y luego a un

intercambiador glicol : glicol que ele!a la temperatura del glicol rico antes

que ingrese al regenerador.

El glicol es separado del agua y los contaminantes de bao punto de

ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos

9ltimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona

produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción

de agua buscada. "n acumulador almacena el glicol reconcentrado que

luego pasa al intercambiador glicol : glicol que reduce la temperatura a un

ni!el que no da;e las bombas. "sualmente, antes de las bombas se intercala

un filtro para remo!er contaminantes que cause ecesi!o desgaste de la

bomba.

<ao la designación de glicoles incluimos cuatros compuestos

trietilenglicol, dietilenglicol, tetraetilenglicol y monoetilenglicol. $os ms

empleados en nuestro país son el trietilenglicol (2E%) y el monoetielenglicol

(#E%).



El anlisis del glicol es muy 9til para determinar la eficiencia operacional

de la planta. Eisten especificaciones que deben cumplir los glicoles y

eisten también propiedades típicas, algunas de los cuales puedan ser

comparados con los mismos glicoles en uso para obser!ar su apartamiento.

ENDUL#AMIENTO DEL GAS NATURAL

El endulzamiento del gas se hace con el fin de remo!er el =>+ y el 6?>

del gas natural. 6omo se sabe el =>+ y el 6?> son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el

=>+, ocasionar problemas en el maneo y procesamiento del gas@ por esto

hay que remo!erlos para lle!ar el contenido de estos gases cidos a los

ni!eles eigidos por los consumidores del gas. El =>+ y el 6?> se conocen

como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y un gas

natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de =>+ y

6?> en un gas se pueden mencionar

B 2oicidad del =>+.

B 6orrosión por presencia de =>+ y 6?>.

B En la combustión se puede formar +?> que es también altamente

tóico y corrosi!o.

B isminución del poder calorífico del gas.

B 'romoción de la formación de hidratos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural



B 6uando el gas se !a a someter a procesos criogénicos es necesario

remo!er el 6?> porque de lo contrario se solidifica.

B $os compuestos sulfurados (mercaptanos (C+C), sulfuros de carbonilo

(+6?) y disulfuro de carbono (6+>)) tienen olores bastante

desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se

obtienen en las plantas de gas@ estos compuestos se deben remo!er

antes de que los compuestos se puedan usar.

"n proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de

cinco etapas

i$ En%&'(aient). onde se le remue!e por alg9n mecanismo de

contacto el =>+ y el 6?> al gas. Esto se realiza en una unidad de

endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al

menos con un contenido de estos igual o por debao de los contenidos

aceptables.

ii$ Re*eneraci+n. En esta etapa la sustancia que remo!ió los gases

cidos se somete a un proceso de separación donde se le remue!e

los gases cidos con el fin de poderla reciclar para una nue!a etapa

de endulzamiento. $os gases que se deben separar son ob!iamente

en primer lugar el =>+ y el 6?> pero también es posible que haya

otros compuestos sulfurados como mercaptanos (C+C), sulfuros de

carbonilo (+6?) y disulfuro de carbono (6+>).



iii$ Rec&eraci+n %e' A(&-re. 6omo el =>+ es un gas altamente tóico y

de difícil maneo, es preferible con!ertirlo a azufre elemental, esto se

hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se

tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de

=>+ es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre

se transforma del 4 al 0D del =>+ en azufre sólido o líquido. El

obeti!o fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la

transformación del =>+, aunque el azufre obtenido es de calidad

aceptable, la mayoría de las !eces, para comercializarlo.

i$ Liie(a %e' *a/ %e c)'a. El gas que sale de la unidad recuperadorade azufre a9n posee de un / a un -4D del =>+ remo!ido del gas

natural y es necesario remo!erlo, dependiendo de la cantidad de =>+

y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. $a unidad de

limpieza del gas de cola continua la remoción del =>+ bien sea

transformndolo en azufre o en!indolo a la unidad recuperadora de

azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener

solo entre el - y 4./D del =>+ remo!ido. $a unidad de limpieza del

gas de cola solo eistir si eiste unidad recuperadora.

$ Incineraci+n. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del

gas de cola sólo posee entre el - y 4./D del =>+ remo!ido, a9n así

no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se en!ía a

una unidad de incineración donde mediante combustión el =>+ es

con!ertido en +?>, un gas que es menos contaminante que el =>+.

Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

TIPOS DE PROCESOS.



$os procesos que se aplican para remo!er =>+ y 6?> se pueden

agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde

demasiado sencillos hasta compleos dependiendo de si es necesario

recuperar o no los gases remo!idos y el material usado para remo!erlos. En

algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otros si. $as

cinco categorías son

0 A!/)rci+n 1&2ica. ('rocesos con aminas y carbonato de potasio). $a

regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de

presión.

0 A!/)rci+n 32/ica. $a regeneración no requiere calor.

0 H2!ri%)/. "tiliza una mezcla de sol!entes químicos y físicos. El obeti!o es

apro!echar las !entaas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad

para remo!er los gases cidos y de los absorbentes físicos en cuanto a baos

requerimientos de calor para regeneración.

0 Pr)ce/)/ %e c)ner/i+n %irecta. El =>+ es con!ertido directamente a

azufre.

0 Pr)ce/)/ %e 'ec4) /ec). El gas agrio se pone en contacto con un sólido

que tiene afinidad por los gases cidos. +e conocen también como procesos

de adsorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual

categoría puede ser meor que otra, uno de estos criterios y quizs el ms

importante desde el punto de !ista de capacidad para remo!er el =>+ es su

presión parcial.



PROCESOS DE A5SORCIÓN QUÍMICA

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto

en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que

reacciona con los gases cidos. El contacto se realiza en una torre conocida

como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas

entra por la parte inferior. $as reacciones que se presentan entre la solución

y los gases cidos son re!ersibles y por lo tanto la solución al salir de la torre

se en!ía a regeneración. $os procesos con aminas son los ms conocidos de

esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto cla!e en los procesos de absorción química es que la

contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los

componentes cidos del gas y el sol!ente (baas temperaturas y altas

presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la

reacción para liberar los gases cidos ( baas presiones y altas

temperaturas).

6 PROCESOS CON AMINAS

El proceso con aminas ms antiguo y conocido es el #EA. En general

los procesos con aminas son los ms usados por su buena capacidad de

remoción, bao costo y fleibilidad en el dise;o y operación. $as alcanolB

aminas ms usadas son #onoetanolamina (#EA), ietanolamina (EA),

2rietanolamina (2EA), iglicolamina (%A), iisopropanoBlamina (F'A) y



#etildietanolamina (#EA). $a 2abla - muestra algunas de las propiedades

ms importantes de ellas.

$os procesos con aminas son aplicables cuando los gases cidos tienen

baa presión parcial y se requieren baas concentraciones del gas cido en el

gas de salida ( gas residual).

6 PROCESOS CON CAR5ONATO

2ambién conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan

soluciones de carbonato de potasio al >7 : /7D por peso y a temperaturas

de unos >/4 G5. En el proceso de regeneración el H=6?/ reacciona consigo

mismo o con H=+, pero prefiere hacerlo con el H=6?/ y por tanto se !a

acumulando el H=+, lo cual le !a quitando capacidad de absorción.

$a mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un

acti!ador el cual act9a como catalizador para acelerar las reacciones de

absorción y reducir así el tama;o de la contactora y el regenerador@ estos

acti!adores son del tipo aminas (normalmente EA) o cido bórico.

'ara la mayoría de los procesos ms comunes de endulzamiento tales

como #EA, EA, %A y sulfinol, el primer paso en cualquier e!aluación

económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del sol!ente en

galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador



en <2"Ih. Estas son !ariables cla!es que controlan los costos de capital y

operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. $os

tama;os de prcticamente todos los equipos en una planta de aminas,

ecepto la contactora, el despoador del gas agrio y del gas dulce, estn

relacionados directamente con la cantidad de sol!ente que se debe circular.

Adems los tama;os del regenerador, el reher!idor y el condensador de

refluo estn regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la

solución.

6 DIMENSIONAMIENTO

$os procedimientos usados para dimensionar los componentes de una

planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad

de procesamiento del gas. "na !ez que se han realizado los clculos bsicos

del proceso se puede proceder a determinar el tama;o de los equipos. El

dimetro de la contactora se basa en la presión de operación y la cantidad de

gas a tratar. 'ara la longitud se plantea el dise;o específico de cada plato y

generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia

entre el -4 y el >4D, lo cual lle!a a que una absorbedora tenga entre >4 y /4

platos reales separados entre sí unas >1 pulgadas.

6 PROCESOS DE A5SORCIÓN 3ÍSICA

$a absorción física depende de la presión parcial del contaminante y

estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay

cantidades apreciables de contaminantes. $os sol!entes se regeneran con



disminución de presión y aplicación baa o moderada de calor o uso de

peque;as cantidades de gas de despoamiento. En estos procesos el

sol!ente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se

presenten reacciones químicas@ ob!iamente que mientras ms alta sea la

presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuel!a el

gas en la solución.

$os procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados.

+i el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas

pesados el uso de un sol!ente físico puede implicar una pérdida grande de

los componentes ms pesados del gas, debido a que estos componentes

son liberados del sol!ente con los gases cidos y luego su separación no es

económicamente !iable. El uso de sol!entes físicos para endulzamiento

podría considerarse bao las siguientes condiciones

'resión parcial de los gases cidos en el gas igual o mayor de 74 $pc.

6oncentración de propano o ms pesados baa. +olo se requiere remoción

global de los gases cidos ( &o se requiere lle!ar su concentración a ni!eles

demasiado baos) +e requiere remoción selecti!a de =>+.

Entre estos procesos est el proceso seleol y el la!ado con agua.

6 PROCESO SELE7OL



"sa como sol!ente un dimetil eter de polietilene glicol (#'E%). $a

mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con

un alto contenido de 6?> y bao de =>+. $a solubilidad del =>+ en el

#'E% es de 8 :-4 !eces la del 6?> , permitiendo la absorción preferencial

del =>+ . 6uando se requieren contenidos de este contaminante para

gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega F'A al proceso@ con

esta combinación la literatura reporta que simultneamente con baar el

contenido de =>+ a los ni!eles eigidos se ha logrado remo!er hasta un 87D

del 6?>.

8enta9a/ %e' Se'e)':

B +electi!o para el =>+

B &o hay degradación del sol!ente por no haber reacciones químicas

B &o se requiere JreclaimerK.

B 'ocos problemas de corrosión

B El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas cido y por lo

tanto tiene baos requerimientos en tama;o de equipo.

B +e estima que remue!e aproimadamente el 74D del 6?+ y el 6+>.

De/enta9a/ %e' Se'e)'.



B Alta absorción de =idrocarburos. $os procesos de absorción físicos

son ms aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos

ms pesados son bastante baos.

B Cequiere presiones altas ( mayores de 144 $'6.)

B +ol!ente mas costoso que las aminas

B En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el

sol!ente y depositación de azufre en los equipos.

B <aa remoción de mercaptanos

B +e debe usar gas de despoamiento en el proceso de regeneración.

B 'roceso de $a!ado con Agua.

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes !entaas

como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y

el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para

remo!erle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca,

es un proceso bastante selecti!o. $a principal des!entaa es que requiere

una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efecti!o a presiones altas, contenidos altos de gases

cidos y relaciones =>+I6?> altas. Algunas !eces se recomienda combinar

este proceso con el de aminas para reducir costos.

El gas cido es en!iado de abao hacia arriba en la torre y hace

contacto con el agua que !iene de arriba hacia abao. El gas que sale por la

parte superior de la torre est parcialmente endulzado y se en!ía a la planta

de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del



fondo de la torre se en!ía a un separador de presión intermedia para

remo!erle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para

en!iarla a un separador de presión baa donde se le remue!en los gases

cidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

PROCESOS HÍ5RIDOS

$os procesos híbridos presentan un intento por apro!echar las !entaas

de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir

los ni!eles de los contaminantes, especialmente =>+, a !alores baos, y delos procesos físicos en lo relati!o a baos ni!eles de energía en los procesos

de regeneración.

El proceso híbrido ms usado es el +ulfinol que usa un sol!ente físico,

sulfolano (dióido de tetrahidrotiofeno), un sol!ente químico (F'A) y agua.

"na composición típica del sol!ente es 14B 14B>4 de sulfolano, F'A y aguarespecti!amente. $a composición del sol!ente !aría dependiendo de los

requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a

la remoción de 6?+, C+C y la presión de operación.

$os efectos de la F'A y el sulfolano para meorar la eficiencia del

proceso son diferentes. $a F'A tiende a ayudar en la reducción de la

concentración de gases cidos a ni!eles baos, el factor dominante en la

parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad

global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. 6omo

los sol!entes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la



regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los

requerimientos de calor a ni!eles menores que los requeridos en procesos

con aminas. El diagrama de fluo del proceso sulfinol es muy similar al de los

procesos químicos.

8enta9a/ %e' S&'-in)'.

Ehibe ecelentes capacidades para la remoción de =>+ y 6?>. El sulfinol

como la EA tienen buena capacidad para remo!er gases cidos a

presiones baas, de -44 a /44 $pc.

El +ulfinol puede remo!er 6?+, C+C y 6+> sin degradación. $a remoción de

estos contaminantes es debida bsicamente a la presencia del sulfolano.

$a remoción selecti!a del =>+ es posible en algunos casos específicos,

especialmente con relaciones 6?>I=>+ altas y cuando no se requiere la

remoción de 6?+, C+C o 6+>.

De/enta9a/ %e' S&'-in)'.

&o es un proceso comercial. =ay que pagar derechos para poderlo aplicar.

El 6?> degrada la F'A , aunque el producto resultante se puede separar en

un JreclaimerK. %eneralmente en el proceso +ulfinol se usa un Jreclaimer J

que trabaa al !acío en lugar de un JreclaimerK atmosférico.

Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden

presentar pérdidas por e!aporación.



ebido a la presencia del sulfolano se presenta absorción ecesi!a de

hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de

azufre.

"n problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo

brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado

que se forma a temperaturas por encima de -34G5.

PROCESOS DE CON8ERSIÓN DIRECTA

Estos procesos remue!en el =>+ y lo con!ierten directamente a azufre

elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos

utilizan reacciones de oidación : reducción que in!olucran la absorción de

=>+ en una solución alcalina. Entre estos métodos est el proceso +tretford

y el proceso del =ierro Espona.

6 PROCESO STRET3ORD.

Es el ms conocido de los métodos de con!ersión directa y en el se usa

una solución 4.1 & de &a>6?/ y &a=6?/ en agua. $a relación es una

función del contenido de 6?> en el gas. "na de las !entaas del proceso es

que el 6?> no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas !eces es

deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en

contracorriente con la solución del proceso. 6on este proceso se pueden

tener !alores de concentración de =>+ tan baos como 4.>7 granosI-44 '6

(1''#) hasta -.7 ''#. $a solución permanece en la contactora unos -4



minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y

luego al salir por el fondo se en!ía a un tanque de oidación, en el cual se

inyecta oígeno por el fondo para que oide el =>+ a Azufre elemental@ el

mismo oígeno inyectado por el fondo del tanque de oidación en!ía el

azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remo!er.

8enta9a/ %e' Pr)ce/)

<uena capacidad para remo!er =>+. 'uede baar su contenido a menos de

>''#.

'roceso +electi!o no remue!e 6?>.

&o requiere unidad recuperadora de azufre.

<aos requisitos de equipo. &o requiere suministro de calor ni epansión para

e!aporación

El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de

menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

De/enta9a/ %e' Pr)ce/)

Es complicado y requiere equipo que no es com9n en operaciones de

maneo.



El sol!ente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del

proceso es un problema@ est en desarrollo un proceso que no tiene

corrientes de desecho.

$os químicos son costosos.

El proceso no puede trabaar a presiones mayores de 144 $pca.

$as plantas son generalmente de baa capacidad y el maneo del azufre es

difícil.

6 PROCESO DEL HIERRO ESPON;A.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de =>+ es baa (unas /44

ppm) y la presión también. Cequiere la presencia de agua ligeramente

alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a tra!és de

un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial

hidratada de 5e>?/ que tiene alta afinidad por el =>+. $a reacción química

que ocurre es la siguiente

5e>+/ L /=>? (7.-8)⇔5e>?/ L /=>+

$a temperatura se debe mantener por debao de ->4G5 pues a

temperaturas superiores y en condiciones cidas o neutras se pierde agua

de cristalización del óido férrico.



El lecho se regenera circulando aire a tra!és de él, de acuerdo con la

siguiente reacción

>5e>?/ L 3+ (7.-)→>5e>+/ L /?>

$a regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es

difícil y costosa@ adems el azufre se !a depositando en el lecho y lo !a

aislando del gas.

El proceso de regeneración es eotérmico y se debe hacer con cuidado,

inyectando el aire lentamente, para e!itar que se presente combustión.

%eneralmente, despues de -4 ciclos el empaque se debe cambiar.

En algunos dise;os se hace regeneración continua inyectando ?> al

gas agrio. $as principales des!entaas de este proceso son

Cegeneración difícil y costosa

'érdidas altas de presión

Fncapacidad para manear cantidades altas de + 'roblemas para el desecho del + pues no se obtiene con la calidad

adecuada para !enderlo.



"na !ersión ms reciente de adsorción química con óido de hierro

utiliza una suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta

porosidad que se utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio

y la suspensión de óido de hierro (-7). El proceso sigue siendo selecti!o ya

que solamente adsorbe el =>+ y no el 6?>, por tanto se puede usar para

remo!er =>+ cuando hay presencia de 6?>@ pero tiene la !entaa que en la

reacción no produce +?>.

El gas pro!eniente de un separador gasBlíquido se hace pasar por un

despoador de entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido

que no se pudo retirar en el separador %asBlíquido@ al salir del despoador el

gas est saturado con los componentes condensables y se hace pasar por

un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre esté

subsaturado con tales componentes y así e!itar que en la contactora el gas

pueda lle!ar líquidos que afectarían el proceso@ del sistema de calentamiento

el gas entra a la contactora por su parte inferior.

$uego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta

porosidad, sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de

acero perforados para permitir el paso del %as. $a porosidad de este

empaque es de ms del 4D y su función es ser!ir como medio para que la

lechada de óido de hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. $a torre

adems dispone de coneiones para inyección de químicos en caso de que

sea necesario para meorar el proceso y !l!ulas de muestreo para !erificar

el ni!el de lechada en el empaque.



$a lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y pol!o

de óido de hierro en una proporción 1 a - por !olumen@ para garantizar una

buena suspensión del óido en el agua ésta se recircula con la bomba por el

fondo al tanque a tra!és de boquillas mientras se agrega el óido por la parte

superior. "na !ez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y

cuando el proceso est en marcha el gas se encargar de mantener las

partículas de óido de hierro en suspensión.

Adems del =>+ que se le remue!e al gas durante el proceso en él

también se le retira parte del !apor de agua@ de todas maneras el gas que

sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratación.

6uando el gas empieza a salir con un contenido alto de =>+, o sea cuando

la suspensión ha perdido efecti!idad para remo!erlo, se debe proceder al

cambio de lechada de la siguiente manera se cierra la entrada de gas cido

al despoador de entrada, se despresuriza la torre a unas -44 lpc., se

remue!e la lechada gastada de la contactora a tra!és de una !l!ula de

drenae para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón de gas a

-44 lpc., después de retirada la lechada agotada se despresuriza

completamente la torre y se inyecta la nue!a suspensión que ya se ha

preparado en el tanque de mezcla. Esta operación dura unas dos horas y

para e!itar parar el proceso se debern tener dos contactoras.

PROCESOS DE A5SORCIÓN EN LECHO SECO <ADSORCIÓN$

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a tra!és de un filtro que

tiene afinidad por los gases cidos y en general por las moléculas polares

presentes en el gas entre las que también se encuentra el agua. El mas



com9n de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos

autores también clasifican el proceso del hierro espona en esta categoría.

Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan

algunas !entaas importantes tales como +implicidad, alta selecti!idad (solo

remue!en =>+) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. +e

aplica a gases con concentraciones moderadas de =>+ y en los que no es

necesario remo!er el 6?>.

6 PROCESO CON MALLAS MOLECULARES.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de

deshidratación por adsorción. $as mallas moleculares son prefabricadas a

partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua

de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tama;o de porosreducido y adems con puntos en su superficie con concentración de cargas@

esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de =>+ y =>?@

adems debido a que sus tama;os de poro son bastante uniformes son

selecti!as en cuanto a las moléculas que remue!e. entro de los poros la

estructura cristalina crea un gran n9mero de cargas polares localizadas

llamadas sitios acti!os.

$as moléculas polares, tales como las de =>+ y agua, que entran a los

poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios acti!os, en cambio las

moléculas no polares como las parafinas no se ligarn a estos sitios acti!os@

por lo tanto las mallas moleculares podrn endulzar y deshidratar

simultneamente el gas. $as mallas moleculares estn disponibles en !arios



tama;os y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de

moléculas de =>+ y =>? pero no el paso de moléculas grandes como

hidrocarburos parafínicos o aromticos.

+in embargo el 6?> es una molécula de tama;o similar a las de =>+ y

agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las

moléculas de =>+ y agua, aunque en peque;as cantidades, y bloquear los

poros. El principal problema con el 6?> es que al quedar atrapado reduce

los espacios acti!os y por tanto la eficiencia de las mallas para retener =>+ y

agua.

$os procesos con mallas moleculares se realizan a presiones

moderadas, es com9n presiones de unas 174 $pc. $as mallas se regeneran

circulando gas dulce caliente a temperaturas entre /44 y 144 G5. &o sufren

degradación química y se pueden regenerar indefinidamente@ sin embargo se

debe tener cuidado de no da;arlas mecnicamente pues esto afecta la

estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho. $a principal causa

de da;o mecnico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando

se pasa la contactora de operación a regeneración o !ice!ersa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento est limitado a

!ol9menes peque;os de gas y presiones de operación moderadas@ debido a

esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. +e usan

generalmente para meorar el endulzamiento o deshidratación realizado con

otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se eigen

ni!eles muy baos de agua, por eemplo gas para procesos criogénicos.



El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se

regenera circulando una porción del gas endulzado, precalentado a una

temperatura de 144B344G5 o ms, durante unas -,7 horas para calentar el

lecho. 6uando la temperatura del lecho aumenta, éste libera el =>+

adsorbido a la corriente del gas regenerador@ este gas al salir de la torre es

quemado, generalmente.

$as mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar

cuando la cantidad de gas a tratar es baa@ adems se pueden usar como

complemento en procesos de endulzamiento y yIo cuando se requieren

contenido muy baos de agua.

$as mallas moleculares se usan también para tratar !ol9menes grandes

de gas pero con contenidos baos de contaminantes cidos. "na inno!ación

reciente del proceso con mallas moleculares permite la remoción selecti!a de

=>+ en presencia de 6?>.

8enta9a/.

B +on económicamente fa!orables para endulzar gases con bao

contenido de =>+.

B 'ueden ser muy selecti!as y dear casi el -44D de 6?>.

B 6uando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar

simultneamente.



De/enta9a/.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede

mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. +e puede

formar 6?+ en la malla molecular por reacción entre el 6?> y el =>+ y por lo

tanto en el proceso de regeneración se !a a obtener un gas de salida que no

estaba presente en el gas agrio.

PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN

PROCESO DE ENDUL#AMIENTO

SELECCIÓN DE PROCESOS APLICA5LES

Aunque eisten muchos procesos de endulzamiento, para un caso

particular dado los procesos aplicables se reducen a / 4 1 si se analizan los

siguientes aspectos

B Especificaciones del gas residual

B 6omposición del gas de entrada

B 6onsideraciones del proceso

B isposición final del gas cido

B 6ostos

B Especificaciones del gas residual.



ependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas

de salida del proceso habr procesos que no podrn lle!ar las

concentraciones a tales ni!eles y por tanto sern eliminados. En algunos

casos se requieren procesos selecti!os porque, por eemplo, hay !eces que

es necesario dear el 6?> en el gas de salida con el fin de controlar su poder

calorífico. $a selecti!idad también es importante en casos en que la relación

6?>I=>+ sea alta y se requiera hacer pasar el gas cido por una unidad

recuperadora de azufre@ la presencia de 6?> afecta el desempe;o de la

unidad. El contenido de =>+ es un factor importante, quizs el mas, en el

gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la

combinación de =>+, 6?+, 6+> y C+C. $o ideal es remo!er todo el azufre

del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los

líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de

estos líquidos.

6 CARACTERÍSTICAS DEL GAS A TRATAR.

Este factor es determinante en el dise;o del proceso de endulzamiento,

algunos procesos tienen desempe;os muy pobres con algunos gases de

entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición

del gas el rea de mayor importancia es la cantidad relati!a de hidrocarburos

pesados recuperables@ algunos procesos tienen tendencia a absorber

hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras ms pesados sean los



hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que

también afectan el proceso de recuperación de azufre.

$a presión del gas de entrada también es un factor importante en la

selección del proceso. $os procesos con carbonato y los de absorción física

requieren presiones de al menos unas 144 $pc., normalmente de 844 $pc.,

por lo tanto estos procesos no se podrn aplicar cuando se !a a trabaar a

presiones baas.

$a temperatura del gas también es importante porque define latemperatura del sol!ente@ una buena recomendación es que la temperatura

del sol!ente sea unos -7 : >4 G5 por encima de la del gas de entrada@ pues

si el sol!ente est ms frío que el gas de entrada habr condensación y los

siguientes problemas de formación de espumas.

$a cantidad de gas a tratar define el tama;o del equipo y posiblementeel n9mero de plantas en paralelo cuando se manean !ol9menes grandes de

gas.

CONSIDERACIONES DEL PROCESO

$a temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe

e!aluar antes de hacer el dise;o, esto es importante en los costos de equipo

y operación. $a disponibilidad del medio de enfriamiento también es

importante por la misma razón epuesta antes. Adems la temperatura del

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medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del sol!ente. En

zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como

medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y

esto hace que las temperaturas del sol!ente, especialmente en !erano, no

puedan ser menores de -/7: -14G5, lo cual impedir usar sol!entes físicos

pues estos funcionan meor a temperaturas baas.

DISPOSICIÓN 3INAL DEL GAS =CIDO

$a disposición final del gas cido puede ser una unidad recuperadora de

azufre o incineración, dependiendo del contenido de =>+ en el gas agrio y

las eigencias ambientales. 6uando se usa incineración no es importante el

contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad

recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del

azufre recuperado tornndolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo

cual afecta su calidad. Adems si el gas cido se !a a pasar por una unidad

recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola,

requiere mas presión que si se !a a incinerar.

6 COSTOS

$os factores de costo que se deben tener en cuenta son

B 6ostos de equipo

B 6ostos de 'otencia

B 6ostos de sol!ente



B 6ostos de combustible.

Algunos procesos son ms eficientes que otros en cuanto acombustible, por eemplo los de absorción física y los híbridos son mas

eficientes en este sentido que los de aminas.

CAPACIDAD DE REMOCIÓN DE =CIDOS

$os procesos con carbonato se usan bsicamente para remo!er 6?> y

son buenos para tratar gases agrios con contenidos altos , mayores del >4D,

de gases cidos pero generalmente requieren un paso adicional de

tratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y lle!ar el contenido

de gases cidos a los ni!eles eigidos de 1ppm o menos. 2odos los

procesos, con ecepción de los de carbonato, remue!en el =>+ hasta 1 ppm

o menos, pero no todos remue!en el 6?>@ el +tretford, las mallas y el hierro

espona no remue!en el 6?>, y el F'A y los sol!entes físicos tienen gradosde remoción !ariables dependiendo del contenido de 6?> y del dise;o.

CONSIDERACIONES DE DISE>O

6 DIMENSIONAMIENTO APROPIADO.

El dimensionamiento, adems de que afecta la tasa de circulación del

sol!ente es importante por los siguientes aspectos se debe e!itar

!elocidades ecesi!as, agitación y turbulencia y debe haber espacio

adecuado para la liberación del !apor.



6 ACONDICIONAMIENTO DEL GAS DE ENTRADA.

Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos

presentes en el gas de entrada@ tanto las partículas sólidas como los líquidos

presentes en el gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. +e

deben remo!er partículas de hasta 7 micrones.

6 SELECCIÓN DE MATERIALES.

$a mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros

inoidables al carbono pero por las condiciones de corrosión, presión y

temperatura a las que tienen que trabaar es muy com9n operaciones de

reposición de piezas o partes por su estado de alteración por corrosión al

cabo de tiempos de operación relati!amente cortos. +e recomienda el uso de

aceros resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de

aproimadamente -I8 de pulgada para los recipientes y adems monitoreo

del problema de corrosión.

6 3ILTRADO DE LA SOLUCIÓN

Es una de las cla!es ms importantes para el funcionamiento adecuado

de una planta de aminas. %eneralmente los operadores no usan filtros para

e!itar problemas de taponamiento, pero el hecho de que este se presente es

una prueba de la necesidad de filtración. $os filtros remue!en partículas de

sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los



sistemas de endulzamiento@ si estos materiales no se remue!en tienen

tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosión.

'or los filtros se circula entre un -4 y -44D de la solución siendo el

promedio entre >4 y >7D@ mientras mayor sea el porcentae filtrado meor

ser la calidad de la solución, pero se requiere mayor mantenimiento de los

filtros. $a caída de presión a tra!és del filtro se toma como referencia para el

cambio del mismo. El tama;o de poro del filtro puede !ariar desde uno hasta

micrones dependiendo de las características de las partículas a remo!er pero

una selección de un filtro de -4 micras es típica y parece adecuada.

6 P?RDIDAS @ DEGRADACIÓN DE LAS AMINAS.

Este es un aspecto importante por !arias razones, entre ellas El

sol!ente perdido se debe reemplazar y esto representa una fracciónapreciable de los costos de operación.

El sol!ente degradado reduce la cantidad de sol!ente acti!o, acelera la

corrosión y contribuye a la formación de espumas.

$as pérdidas de sol!ente se pueden reducir usando KreclaimersK y

filtros, instalando despoadores a la salida de contactora y el regenerador,

teniendo colchón de gas ( %as <lanMeting) en el almacenamiento del

sol!ente y dise;ando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor

para reducir el fluo de calor. +i el !apor es el medio de calentamiento no

debe estar a temperaturas mayores de /44G5 a 74 $pc. y cuando es aceite

caliente su temperatura no puede ser mayor de /74 G5.



6 3ORMACIÓN DE ESPUMAS.

$as espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque

reducen el contacto gas : líquido y ocasionan un arrastre ecesi!o de

aminas. Algunas !eces se hace necesario el uso de inhibidores de espumas

y es necesario trabao en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y

la cantidad del mismo. Algunas !eces una peque;a cantidad de inhibidor

puede resol!er el problema , pero una cantidad mayor del mismo lo puede

reiniciar. 6uando se obser!a una caída de presión alta en la contactora se

debe realizar una inspección del antiespumante.

$a formación de espumas se debe intentar controlar con el uso del

JreclaimerK y filtración, el uso de inhibidores ser un 9ltimo recurso pues ellos

solo controlan el problema no lo resuel!en. "na causa de formación de

espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensación de

hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la

temperatura de la solución pobre ( la que est entrando a la contactora) a

una temperatura -4 4 -7G5 por encima de la temperatura del gas de entrada

y para gases muy agrios se pueden requerir diferencias a9n mayores.

6 OPERACIÓN DEL REGENERADOR



2emperaturas altas de regeneración meoran la capacidad de remoción

de gases cidos pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de

degradación del sol!ente. $as soluciones de amina pobre deben salir del

regenerador a temperaturas no mayores de >34 G5 ( >84 G5 para la %A) y

en promedio entre >/4 y >14G5 para pre!enir la degradación térmica. 6uando

se tiene planta recuperadora de azufre la presión del regenerador requerida

para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas

ms altas.

El dise;o del reher!idor también in!olucra consideraciones importantes.

ebe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la liberación del

!apor. $os tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de

líquido y se debe garantizar un fluo estable de calor que no eceda los

->444 <2"Ipie>Ih.

6 OPERACIÓN DEL “RECLAIMER".

$a función del reclaimer es re!ersar las reacciones de degradación de

las aminas destilando las aminas recuperables y el !apor de agua y deando

un producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay que remo!er

periódicamente. El JreclaimerK manea entre - y >D de la tasa de circulación

del sol!ente y debe tener orificios de acceso para remo!er los residuos no

regenerables. Algunos JreclaimersK trabaan de forma intermitente, otros de

forma continua, algunos al !acío y otros a presiones ligeramente por encima

de la presión atmosférica.

6 CORROSIÓN



Esta es quizs la principal preocupación en la operación de una planta

de endulzamiento y los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas de endulzamiento también sir!en para

controlar la corrosión. "na planta de aminas dise;ada adecuadamente debe

tener posibilidades de instalación de cupones que permitan monitorear el

problema de corrosión. Algunas !eces puede ser necesario el uso de

inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor

con la solución del sol!ente para e!itar problemas de espumas y

degradación del sol!ente.

A8ANCES TECNOLÓGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS.

Eisten muchas reser!as de gas en yacimientos peque;os, yacimientos

muy aislados o yacimientos de gas de muy baa calidad por el alto contenido

de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reser!as

disponibles de gas porque por los altos costos de producción, incluyendo los

costos de procesamiento del gas para lle!arlo a las condiciones de calidad

eigidos, no los hacen económicamente !iables. "na forma de hacerlos

!iables económicamente sería si se tu!ieran mecanismos de procesamiento

ms económicos, menos costosos y ms eficientes.



Esta es una de las razones por las cuales los centros de in!estigación

del %as &atural, como el F%2 ( Fnstitute of %as 2echnology), la A%A

(American %as Association)@ la F%" ( Fnternational %as "nion) y la %'+A

( %as 'roccessors and +uppliers Associaton), realizan trabaos intensi!os en

in!estigación y desarrollo para desarrollar nue!os equipos, materiales y

procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento del gas que

hagan eplotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

?tra de las razones que moti!an in!estigación en el rea de tratamiento

del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos

orgnicos !oltiles(*?6) especialmente en los procesos de regeneración de

los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la

disposición final del azufre obtenido en la remosión del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes

como los actuales o ms, pero ms integrados y compactos que ocupen

menos espacio y sean transportables fcilmente para poderlos utilizar en

plataformas o en yacimientos de difícil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición

materiales menos costosos, mas eficientes y mas amistosos con el medio

ambiente. 5inalmente en el desarrollo de nue!os procesos se pretende tener

procesos eficientes, económicos , de fcil operación , que requieran equipos

sencillos y en menor cantidad.



entro de los desarrollos tecnológicos en la industria del procesamiento

del gas se pueden mencionar los siguientes

"so de membranas para endulzamiento del gas.

Cemoción del =>+ usando inyección directa de barredores de =>+ a la

tubería.

"so de nue!os materiales como la & : 5ormil #orfolina (&5#) en procesos

de endulzamiento

5ARREDORES DE HS

$os métodos tradicionales para remo!er =>+ han sido el uso de

soluciones de etanolaminas y el método del hierro espona, en su orden de

importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operación y unaetapa de regeneración , lo cual implica el uso de equipos m9ltiples, al menos

una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda

apreciable de espacio@ adems en los procesos de regeneración se presenta

la formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final

incrementa aun mas los costos de tratamiento. El proceso de las

etanolaminas no es económicamente !iable en el tratamiento de baas

cantidades de gas con contenidos relati!amente baos de =>+.

Actualmente en la industria del gas se est trabaando en el desarrollo

de químicos barredores de =>+ de inyección directa, entre ellos la triazina,



en los procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se

pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente

y !ersatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del

gas teniendo un gas residual de igual o meor calidad que el obtenido con los

procesos aplicados hasta ahora.

El %CF est patrocinando un programa de e!aluación de tecnologías de

barrido de =>+ como parte de un programa global de remoción y

recuperación de azufre. "no de los obeti!os fundamentales de este trabao

es desarrollar un conocimiento mas sólido de los fundamentos de barrido con

inyección directa ( inyectando barredores químicos directamente a la

tubería).

En el rea del barrido con =>+, los operadores han buscado siempre

reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando

los químicos directamente a la tubería. Esta aproimación de inyección

directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con éito,

siendo los principales problemas obtener resultados de remosión aceptable

de =>+ y costos mayores en muchos casos.

"n segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido

de =>+ para remo!er baas concentraciones de =>+ en gases de baa

calidad. 'ara este tipo de gases los procesos con!encionales de

endulzamiento con aminas no son métodos económicos de tratamiento

especialmente cuando no se requiere la remosión de 6?>. =istóricamente, la

industria de producción de gas ha usado procesos de barrido de =>+ no



regenerati!os En estos procesos un agente barredor reacciona

irre!ersiblemente con el =>+. $os productos de la reacción se separan del

gas tratado y se desechan.

$os agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se aplican

generalmente a tra!és de uno de los siguientes métodos

-) Aplicación por inter!alos de tiempo del agente secuestrante líquido en

una torre contactora JspargedK.

>) aplicación por inter!alos de tiempo de los agentes secuestrantes

sólidos en una contactora de lecho fio.

/) inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. Estudios

de campo han demostrado que el desempe;o de los sistemas con inyección

directa de barredores es ms difícil de predecir que los sistemas basados en

torres contactoras porque la fundamentación teórica asociada con su

comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parmetros

de aplicación, tales como !elocidad del gas, condiciones de mezcla líquido :

gas y tiempo de contacto !arían ampliamente de un sitio a otro. 6omo

resultado la remosión de =>+, el uso de químico y los costos del mismo son

bastantes específicos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.


http://slidepdf.com/reader/full/deshidratacion-y-endulzamiento-del-gas-natural-569689c0875af 39/443 4

> 0 4 4

> 3 4 4

B C C C F C C H C

C

J C

K C

C B C

> 7 4 4

> 1 4 4

> / 4 4

> > 4 4

> - 4 4

> 4 4 4

- . 4 4

- 8 4 4

- 0 4 4

- 3 4 4

- 7 4 4

- 1 4 4

- / 4 48 4 - 4 4 - > 4 - 1 4 - 3 4

T E M P E R A T U R A , 3

G A S

C

L Í Q U I D O

P

R

E

S

I Ó

N

,

L

c

a

- 8 4 > 4 4 > > 4 > 1 4 > 3 4

L Í Q U I D O 8 A P O R < G A S $

Pr)ce/) %e En%&'(aient) %e' Ga/ Nat&ra'

PUNTO DE ROCIO.

El gas natural se utiliza por todo el mundo como combustible. =ay

muchos métodos para medir su punto de condensación

C))rtaient) %e 'a/ -a/e/



DIAGRAMAS DE 3ASE DE LOS CINCO 3LUIDOS PRESENTE EN UN

@ACIMIENTO

Antes de analizar todo lo relacionado a los diagrama de fases, es

con!eniente describir los factores que gobiernan el comportamiento de fases.En una mezcla de hidrocarburos, el comportamiento de fases se !e

influenciado por cuatro factores físicos, los cuales son 'resión, atracción

molecular, energía cinética y repulsión molecular. $as moléculas de los

hidrocarburos tienden a mantenerse untas debido a efectos de presión y

atracción molecular lo que trae consigo un aumento de la densidad

proporcional a estos parmetros@ así mismo, las fuerzas de atracción

molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e

in!ersamente proporcional a la distancia entre las mismas.

'or otro lado la energía cinética y la repulsión molecular a tienden a

dispersar las moléculas. A ele!adas temperaturas mayor es la tendencia a

separarse las moléculas produciendo disminución de la densidad, tal es el

caso de la licuefacción de un gas o epansión de un gas.

$os hidrocarburos se comportan normalmente pasando de fase

gaseosa a líquida por aumento de presión yIo disminución de temperatura y

de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión yIo aumento

de temperatura.



$os diagramas de fase representan la meor forma de e!idenciar el

comportamiento de fase de mezclas de hidrocarburos que se encuentran en

los diferentes yacimientos petrolíferos. "n diagrama de fase esta

comprendido por cur!as de burbueo y de rocío las cuales con!ergen en un

punto crítico@ en los puntos de burbueo el sistema o la mezcla de

hidrocarburos se encuentra en equilibrio con la fase líquida con una cantidad

infinitesimal de gas, anlogamente en los puntos de rocío el sistema se

encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de

liquido.

El diagrama de fase posee tres zonas bien definidas, una primeraregión del liquido que se encuentra ubicada fuera de la en!ol!ente de fase y

a la izquierda de la temperatura critica@ una segunda zona que igualmente

esta fuera de la en!ol!ente pero a la derecha del punto crítico y una tercera

zona que se que se encuentra delimitada por la en!ol!ente la cual constituye

una región de dos fases en donde se encuentra en equilibrio el gas y el

liquido. En esta región se obser!a las líneas de isocalidad las cuales son

cur!as que tienen igual porcentae !olumétrico de líquido en la mezcla de

líquidoBgas. Así, las cur!as de burbueo y rocío son líneas de -44D y 4D de

líquido.



Dia*raa/ %e -a/e %e ')/ cinc) -'&i%)/ re/ente en &n aciient)

e igual forma en el diagrama de fase de la figura anterior, se obser!an

dos puntos etremos ' y 2. El punto 2 se denomina temperatura

cricondentérmica y no es ms que la mima temperatura a la cual eiste

equilibrio entre !apor y líquido. $a presión del punto ' se llama presión

cricondembrica y es la mima presión a la cual eiste equilibrio entre !apor

y líquido. ependiendo de la composición del fluido, la posición relati!a de

dichos puntos !aría.

$a construcción de un diagrama de fase se basa en la determinación de

los puntos de rocío y burbua de la mezcla a diferentes condiciones de

presión y temperatura. Esto es posible solo si se conocen de antemano las

fracciones molares y las propiedades críticas de cada componente de lamezcla.

COSTA A3UERA



El gas se seca generalmente costa afuera, antes de ser comprimido

para la transmisión por la tubería o el petrolero a la base de la orilla. El

eceso de humedad se debe quitar para pre!enir la condensación perudicial

en el compresor.

TERRESTRE

$a medida es necesaria por eactamente la misma razón, mientras que

el gas se comprime ms leos para la tubería transmisiónIdistribución, o el

almacenamiento en la fase líquida.

EL RE0GASEAR

6uando est almacenado en bulto como líquido, el líquido refrigerado

pasa a tra!és de intercambiadores de calor en la etapa de la e!aporación.

Estos intercambiadores de calor son propensos a la salida : a introducir la

humedad indeseada en el gas muy seco, así que el contenido de agua se

super!isa inmediatamente después del intercambiador de calor para los

propósitos de la detección.

$a medida en gas natural no es difícil, pero hay !arias consideraciones

especiales

$a sequedad costa afuera es alcanzada a menudo pasando el gas

sobre el glicol líquido (en un N contactor de glicol N). El gas en el enchufe ser

seco, pero puede contener algo de residuo líquido del glicol, o adherencia al

cilindro. Esto no da;ar el sensor de medición, pero si el sensor est cubierto

con una película del glicol entonces que su respuesta llegar a ser muy lenta

B debe por lo tanto ser e!itada usando un filtro que se une en la línea de la

muestra. Eactamente de la misma manera, el líquido condensado del



hidrocarburo en el gas contaminar el sensor y el resultado en una respuesta

muy lenta.

?b!iamente una instalación de gas natural debe ser segura debido al

riesgo. El medidor automtico del punto de condensación (dew point )

esintrínseco y seguro como estndar. $os instrumentos en línea se pueden

hacer intrínsecos y seguros usando la unidad de la barrera Oener y si no hay

rea segura para la localización del instrumento, entonces el modelo a

prueba de eplosiones +AEP hace una N rea segura local N para el

instrumento. El modelo +Q#B++&% tiene regulación de dos etapas de la

presión con el drenado del condensado, y se ocupar del condensado delhidrocarburo o de la contaminación del glicol, mientras que el modelo

+Q#B++&%= ha calentado la regulación de dos etapas de la presión y

se utiliza para las instalaciones en donde puede haber contaminación pesada

de condénsateI%licol o para los líquidos ligeros del hidrocarburo que se

!aporizarn.

Deshidratacion y Endulzamiento Del Gas Natural

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