REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN

UNIVERSITARIA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

“RAFAEL MARÍA BARALT” PROGRAMA: INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA

PROYECTO: INGENIERÍA DE GAS

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

PRVENCIÓN DE HIDRATOS

ING. MELANIA GONZÁLEZ

AGOSTO DE 2010

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UNIDAD II. PREVENCION DE HIDRATOS

Origen

Los hidratos de carbono ya atrajeron la atención de los científicos en

los años 30 del Siglo XX, cuando los ingenieros se percataron de que unos

extraños cristales de hielo se atoraban en los gaseoductos.

Al analizar su estructura y composición, averiguaron que se trataba de

jaulas cristalinas de agua congelada capaces de atrapar pequeñas cantidades

de diferentes gases, como metano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

En un principio, los hidratos de metano fueron contemplados más bien como

una molestia que como un recurso energético.

En 1930 EG. Hammerschmidth asoció las dificultades experimentadas en

la trasmisión de gas natural por las tuberías, con la formación de hidratos

generados del agua y los compuestos de peso molecular bajo en el gas. La

información técnica presentada indicaba que el hidrato no se formaría en

ausencia de agua libre. Por lo que se comenzó el proceso de deshidratación

del gas hasta un punto de rocío de tal manera que estuviera por debajo de la

temperatura más baja en la tubería de transmisión.

Los hidratos son formaciones cristalinas similares al hielo que pueden

formarse siempre que estén en contacto gas natural y agua. Si transcurre el

tiempo suficiente y prevalecen las condiciones adecuadas de presión y

temperatura, la formación de hidratos puede crecer hasta llegar a un tamaño

suficiente para bloquear completamente una tubería.

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Estas instalaciones son capaces de duplicar las condiciones de campo

en donde la formación de hidratos ocasiona problemas a los operadores de

las tuberías. Pueden llevarse a cabo experimentos con estas condiciones para

controlar, eliminar o evitar la formación de hidratos. Actualmente, la industria

del gas natural utiliza costosos inhibidores, tales como el metanol para ayudar

a controlar el problema de los hidratos. Una de las metas del programa inicial

de pruebas de hidratos que actualmente está realizándose es reducir o

eliminar la cantidad de inhibidor que se requiere para las operaciones de

almacenamiento en campo.

El gas natural está 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

hidrocarburos livianos (butanos, propano, etano y metano) y/o gases ácidos

(CO2

y H2S) a las siguientes condiciones:

• Principales:

- Baja temperatura.

- Alta presión.

- Gas con agua libre o cerca del punto de rocío.

• Secundarias:

- Alta velocidad.

-Cualquier agitación.

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- Pulsaciones de presión.

- Introducción de cristales de hidratos.

-Presencia de termopozos o escamas en la tubería.

TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR GAS NATURAL

La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos:

• Absorción: Usando un líquido hidroscópico como los glicoles.

• Adsorción: Utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente,

como el tamiz molecular, gel de sílice y aluminatos.

• Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de

expansión y luego separando la fase líquida que se forma.

• Inyección: Bombeando un líquido reductor del punto de rocío como el

metanol.

PROCESO DE ABSORCION CON GLICOL

Existen muchas clases de glicoles, pero los más utilizados en la

deshidratación del gas natural son: etilenglicol (EG), dietilenglicol (DEG) y

trietilenglicol (TEG). Los factores que influyen para la selección del glicol son:

• Costos.

• Viscosidad, por debajo de 100 – 150 cp.

• Reducción del punto de rocío.

• Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos.

• Punto de congelación de la solución de agua.

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• Presión de vapor.

• Temperatura de la fase líquida y gaseosa en el separador de baja

temperatura.

• Relación gas/hidrocarburos líquidos.

Tabla 1. Propiedades de los glicoles.

Propiedades Etilenglicol Dietilenglicol Trietilenglicol Tetraetilenglicol

Peso Molecular 62.1 106.1 150.2 194.2

Punto de Ebullición (ºC) 197.3 244.8 285.5 314.0

Presión de Vapor (mmHg @25ºC) <0.12 <0.01 <0.01 <0.01

Densidad @25ºC 1.110 1.113 1.119 1.120

Libras por galón @25ºC 9.26 9.29 9.34 9.34

Punto de Congelamiento (ºF) 8 17 19 22

Pour Point (ºF) - -65 -73 -42

Viscosidad Absoluta (cp @25ºC) 16.5 28.2 37.3 39.9

Tensión Superficial (dinas/cm @25ºC)

47 44 45 45

Índice de Refractividad @25ºC 1.43 1.446 1.454 1.457

Calor Específico (Btu/lb/ºF @25ºC) 0.58 0.55 0.53 0.52

Punto de Flash (ºF) 240 280 320 365

Punto de Fuego (ºF) 245 290 330 375

VISCOSIDAD

Los fluidos que tienen viscosidad de 100 a 150 centipoises, fluyen con

dificultad, por esto es importante conocer la concentración del glicol y

temperatura de trabajo del equipo deshidratador.

REDUCCIÓN DEL PUNTO DE ROCIO

Cuando el glicol absorbe agua, se reduce la temperatura de rocío del gas

natural, a esto se llama reducción del punto de rocío. La reducción del punto

de rocío se ve afectada por:

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• Rata de flujo de glicol.

• Temperatura de contacto en el tope del absorbedor.

• Eficiencia del contacto glicol/gas.

• Concentración del glicol pobre.

SOLUBILIDAD

El glicol es soluble en condensados. El trietilenglicol es más soluble que el

dietilenglicol, la solubilidad del TEG es de 500 ppm a 90ºF, mientras que la del

DEG es solamente de 350 ppm. En el caso de hidrocarburos aromáticos la

solubilidad del glicol es todavía mayor.

PRESIÓN DE VAPOR

Es importante conocer la presión de vapor del glicol para determinar las

pérdidas por evaporación.

Tabla 2. Presión de vapor de glicoles a distintas temperaturas.

Temperatura -30 10 50 75 100

EG 0.00003 0.001 0.016 0.07 0.3 DEG 0.000003 0.0001 0.002 0.075 0.023 TEG 0.00000002 0.000007 0.00013 0.0012 0.0045

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PROCESO

El sistema de deshidratación está formado por:

Absorbedor de Glicol. También se conoce 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. 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 7 o 9, para aumentar la eficiencia del sistema de

deshidratación. La eficiencia de las copas de burbujeo es de 25%, mientras que

las de tipo válvula es de 33%.

A pesar de que, desde el punto de vista teórico, la concentración de glicol

que se debe utilizar para absorber una cierta cantidad de agua a determinadas

condiciones de presión y temperatura se puede calcular de manera exacta, para

efectos de operación se acostumbra a disponer de valores prácticos que les

faciliten los cálculos a los ingenieros de campo. A continuación se presentan

algunas cifras que muestran una idea sobre la humedad del gas que ha sido

deshidratado cuando se trabaja con una absorbida).

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Tabla 3. Humedad del gas deshidratado a varias concentraciones de glicol.

Humedad del Gas (lb/MMpcn)

Concentración de glicol pobre

Flujo de glicol

(Gal/lb H2O)

6 – 7 98.5 – 99 1 – 2

1 – 2 98.3 – 99.6 3 – 4

0.1 – 0.2 99.95 – 99.98 6 – 10

Válvula de Expansión. Como el glicol en el horno está a presión atmosférica

y en el contactor existe alta presión, se debe usar una válvula para lograr: caída

de presión y control de nivel de glicol en el contactor.

Separador de Glicol/Hidrocarburos Líquidos. Es el lugar donde se separa

el gas y el condensado que arrastra el glicol desde el absorbedor. El tiempo de

retención se calcula en 20 a 30 minutos. La presión de trabajo del separador está

entre 50 y 75 psia.

Filtros. Sirve para separar impurezas tales como: productos de degradación

del glicol, hidrocarburos de alto peso molecular, productos de corrosión y otras

impurezas arrastradas por el gas.

El filtro más usado es el tipo elemento, capaz de retener partículas de 5 a 10

micrones, a una diferencia de presión de 2 psia cuando está sucio. También se

usa carbón activado.

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Intercambiadores. El glicol rico a temperatura ambiente, se utiliza para

enfriar el glicol pobre que viene del horno, usando intercambiadores de tubo y

carcaza o de doble tubo. Algunas veces se usa serpentín en el acumulador de

glicol, pero no es eficiente.

El glicol rico se puede calentar hasta 300ºF utilizando la solución caliente que

sale del horno, con el fin de ahorrar combustible. A la salida del intercambiador, el

glicol pobre puede ser enfriado hasta 200ºF.

La temperatura de la solución que regresa al absorbedor puede bajarse aun

más, tratando de que el tope del absorbedor esté 10ºF a 15ºF más caliente que el

gas que entra al contactor. Para ello se puede usar enfriador de aire o un

intercambiador de glicol – gas de salida. Este último puede estar fuera del

contactor o dentro, en forma de serpentín.

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 475ºF y el flujo de calor a 6800 Btu/pie2/hora. El diseño del horno debe

asegurar la evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada.

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 para formar un

reflujo en la columna que permite remover la mayor cantidad de agua. En el caso

del TEG se puede lograr un grado de pureza del 98.7% por peso.

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Para evitar que se descomponga el glicol, se recomienda no pasar las

temperaturas de regeneración de los niveles que se indican a continuación:

Temperatura Límite (ºF)

Tipo de Glicol

330 EG

360 DEG

400 TEG

Bomba. El tipo más utilizado es el desplazamiento positivo, teniendo en

cuenta las siguientes consideraciones:

• La velocidad de la bomba estaría limitada a 300 – 350 RPM.

• El lubricante no puede estar en contacto con el glicol.

• La máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170ºF.

Para asegurar el bombeo de glicol se instala un acumulador de glicol.

FACTORES DE DETERIORO DEL GLICOL

Los factores principales que influyen en el deterioro del glicol son:

Condiciones de Acidez. Esta resulta de la absorción de constituyentes

ácidos del gas natural. También por la descomposición del glicol en presencia

de oxígeno y excesivo calor en el horno. Para combatir la oxidación se debe

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evitar que el glicol tenga contacto con aire, utilizando gas natural o un gas

inerte en el tanque de almacenamiento.

pH Bajo. A niveles de pH por debajo de 5.5 el glicol se autoxida; esto es

el resultado de la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos,

como ácido fórmico y acético. Por lo tanto se recomienda mantener el pH

entre 7 y 8.5.

Contaminación con sal – hidrocarburos – parafinas. Algunas veces

el gas natural puede arrastrar sales de los pozos, que al pasar al sistema de

deshidratación se depositan en las paredes de los hornos hasta que el metal

se rompe por recalentamiento. Estas sales se pueden reducir mejorando el

diseño del separador de gas.

Cuando el gas natural es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de

cera en los puntos fríos del sistema, desde donde son arrastradas por el glicol

hasta el horno. Por efecto del calentamiento en el regenarador las partes más

livianas se evaporan y reducen la eficiencia del contacto gas – glicol. Este

problema se reduce instalando un separador glicol/petróleo antes del horno.

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Determinación del contenido de vapor de agua en gases dulces

Fuente: GPSA

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DETERMINACION DE LA CANTIDAD DE AGUA EN GASES DULCES

1. Conocer las condiciones del gas ( P y T)

2. Conocer Peso Molecular(PM)

3. Conocer total sólidos en agua saturada (% Brine)

4. Determinar la relación de agua por millón de gas de gas húmedo( Lb agua/Millions ft3 gas

húmedo)

5. Calcular factor de corrección “ Gas Gravity” (Cg)

6. Calcular factor de corrección por salinidad (Cs)

Ejemplo: Sea un gas dulce a una temperatura de 120ºF y 800 PSI con un peso molecular de 40

gr/mol , calcular la relación de agua por millón de gas de gas húmedo.(% Brine : 2%)

T: 120ºF

P:800 psia

W: 120 Lb agua/Millón ft3 gas húmedo (Figura 20-3 GSPA)

Calculo de los factores:

Cg: 0.95

Cs: 0.95

W= (0.95)(0.95)(120) = 108 Lb agua/Millón ft3 gas húmedo

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DETERMINACION DE LA CANTIDAD DE AGUA EN GASES con alto H2S y CO2

Usar la fórmula:

W: Contenido de vapor de agua

YHC= % de carbono

Whc= Cantidad de agua

YCO2=% de CO2

W CO2= Contenido de agua de CO2

YH2s= % DE H2S

W H2S= Contenido de agua de H2S

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DETERMINACIÓN CONCENTRACIÓN MÍNIMA DE GLICOL

d: Descenso del punto de congelación

XI: Fracción de peso de la solución lineal

MW1: Peso molecular del inhibidor ( 62. 1 gr/mol)

Ejemplo 1: Se inyecta glicol en una planta a un gas (Xi: 0,50) a una tasa de 2000 Lb/dia. Calcular el

descenso del punto de congelación.

1. d= 2335*0,50

62.1 (1- 0,50)

d= 37,6 ºF

Ejercicio 2: Que concentración de Ethyleneglycol se debe inyectar a un gas a una presión de 800

psia para lograr un descenso del punto de congelación de 15ºF.

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Inyección de glicol en planta:

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EJEMPLO DE PROCESO DE DESHIDRATACION CON GLICOL

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