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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL”

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: “PROCESOS DEL GAS NATURAL”. ESTUDIANTES: EVELIN CORIA ARRAZOLA FERNANDO VLADIMIR PACHECO FLORES MOISES FELIPEZ PUMA

COCHBAMBA-BOLIVIA 2018

1 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL”

Contenido Capítulo 1. ........................................................................................................................................... 3 1.1

Introducción. ............................................................................................................................ 4

Capítulo 2. ........................................................................................................................................... 5 Fundamento teórico. ........................................................................................................................... 5 2.1

¿Qué es el gas natural? .......................................................................................................... 5

2.2

Propósito de la deshidratación del gas natural. ...................................................................... 5

2.3

Contenido de agua en el Gas Natural ..................................................................................... 6

2.3.1. 2.4

Medición del Contenido dé Agua ........................................................................................ 9 Hidratos del gas natural ........................................................................................................ 10

2.4.1

Contenido de agua en la región del hidrato ...................................................................... 11

2.4.2.

Predicciones de condiciones para la formación de hidratos ............................................. 11

2.4.3.

Inhibición de hidratos ........................................................................................................ 12

2.5

Proceso de deshidratación con glicol (absorción) ................................................................. 13

2.5.1.

Separador de Entrada ....................................................................................................... 16

2.5.2.

Absorbedora ...................................................................................................................... 17

2.5.3.

Tambor Flash .................................................................................................................... 17

2.5.4.

Regeneradora o Despojadora de Agua ............................................................................ 17

2.5.5.

Rehervidor ......................................................................................................................... 17

2.5.6.

Bomba de Glicol ................................................................................................................ 18

2.5.7.

Pérdidas de Glicol ............................................................................................................. 18

2.5.8.

Aspectos Ambientales ....................................................................................................... 18

2.6

Guías de diseño y operación para inhibición de hidratos y deshidratación con glicol .......... 19

2.7

Planta De Deshidratación Con Desecante Sólido (adsorsion) ............................................. 23

2.8

Deshidratación con cloruro de calcio(delicuescencia) .......................................................... 25

2.9

Deshidratación por expansión- refrigeración. ....................................................................... 28

2.10

Permeación del gas ............................................................................................................... 28

Capítulo 3 .......................................................................................................................................... 30 Caso de Estudio ................................................................................................................................ 30 3.1

Planta de Deshidratación con TEG en Carrasco – Cochabamba ......................................... 30

Capítulo 4 .......................................................................................................................................... 39 Conclusiones ..................................................................................................................................... 39 Bibliografía......................................................................................................................................... 40

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” TABLA DE FIGURAS Figura 2. 1 Contenido de agua-Método de Mcketta-------------------------------------------------- 7 Figura 2. 2 Contenido de agua de CO2 ----------------------------------------------------------------- 8 Figura 2. 3 Mezclas de gases ácidos -------------------------------------------------------------------- 9 Figura 2. 4 Formación de hidratos de metano. ------------------------------------------------------- 11 Figura 2. 5 Diagrama de flujo de proceso unidad de deshidratación con glicol ------------- 16 Figura 2. 6 Propiedades de los desecantes. ---------------------------------------------------------- 24 Figura 2. 7 Esquema del proceso de deshidratación con desecantes sólidos --------------- 24 Figura 2. 8 Deshidratador típico con cloruro de calcio cacl2-------------------------------------- 26 Figura 2. 9 Deshidratador típico con cloruro de calcio cacl2-------------------------------------- 27 Figura 2. 10 Deshidratación con cloruro de calcio cacl2 “zonas de acción del deshidratador”------------------------------------------------------------------------------------------------ 27 Figura 3. 1 Planta de glicol………………………………………………………………………31 Figura 3. 2 Torre de glicol --------------------------------------------------------------------------------- 33 Figura 3. 3 Estructura de las cribas moleculares ---------------------------------------------------- 38

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Capítulo 1. 1.1 Introducción. El gas natural ha cobrado una importancia primordial en la economía del país, debido a la exportación de este energético, primero a la república Argentina y ahora a la república del Brasil. Además, el descubrimiento de nuevas grandes reservas ha convertido a nuestro país en el centro integrador energético del Cono Sur. El vapor de agua es una de las impurezas que normalmente se encuentra presente en el gas natural. Por lo general el vapor de agua no es un contaminante ambiental como tal, sin embargo, cuando se encuentra en fase liquido o en su fase sólida, puede precipitar del gas natural cuando el mismo es comprimido o enfriado, trayendo consigo graves problemas operacionales y de corrosión en el sistema de transmisión de gas. El agua en su fase liquida acelera el proceso de corrosión y a condiciones críticas de presión y temperatura la formación de hidratos es factible, lo cual trae consigo la obstrucción de válvulas, accesorios y tramos del gasoducto. (Maddox, 1984) Es por ello que es necesario el proceso denominado deshidratación, el cual es una técnica utilizada para remover el contenido de agua en la corriente de gas natural. Actualmente existen diversas tecnologías de deshidratación dentro de los cuales podemos hacer referencia a los procesos comerciales comúnmente utilizados para deshidratar el gas natural: adsorción usando solidos descantes, absorción usando líquidos desecantes, deshidratación con cloruro de calcio, deshidratación por refrigeración y deshidratación mediante el uso de membranas. (Gas Processors Suppliers Association GSPA , 1998)

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Capítulo 2. Fundamento teórico. 2.1 ¿Qué es el gas natural? El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, que en su mayor parte está compuesta por metano y etano, y en menor proporción por propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados. Si el contenido de hidrocarburos de orden superior al metano es alto se le denomina gas rico, de lo contrario se conoce como gas seco. Las principales impurezas que puede contener la mezcla son vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y helio, entre otros. 2.2 Propósito de la deshidratación del gas natural. El vapor de agua asociado al gas Natural, es uno de los contaminantes más comunes en el gas dado los inconvenientes que puede ocasionar tanto en procesos posteriores a los que pudiere estar sometido, como para su transporte a áreas de tratamiento y consumo. Bajo condiciones normales de producción, el gas Natural está saturado con agua. Por los incrementos de presión o reducción de temperatura el agua en el gas Natural se condensa y forma agua líquida. Cuando el agua libre se combina con las moléculas de gas (metano, etano, propano, etc), esta forma hidratos sólidos el cual puede taponar válvulas, equipos y algunas líneas de gas. La presencia de agua líquida puede incrementar la corrosividad del gas natural, especialmente cuando el gas contiene H2S y CO2. Sin embargo el contenido de agua en el gas Natural puede ser reducido para evitar la formación de hidratos y reducir la corrosión en tuberías antes que sea transportado. Por otra parte en el transporte y consumo, el gas Natural, debe cumplir con determinadas especificaciones, y una de ellas es la cantidad máxima de agua presente en la mezcla gaseosa.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Las principales razones para remover el vapor de agua del gas natural son las siguientes: 

El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos que taponan los equipos y tuberías



El agua líquida del gas natural es corrosiva principalmente si contiene CO2 y H2S



El vapor de agua del gas natural puede condensarse en las líneas llegando a causar taponamiento



Para optimizar el funcionamiento de los compresores



Para cumplir con la calidad exigida para su transporte en tuberías y comercialización.

2.3 Contenido de agua en el Gas Natural

El contenido de agua de una corriente de gas saturado, se puede determinar bien sea en forma manual o usando un programa de computador para simulación de procesos. El método manual que más frecuentemente se usa en la industria del gas natural es el uso de la carta de contenido de agua de Mcketta y Wehe, que corresponde a la Fig. 2.1 del GPSA. Sin embargo, esta carta publicada en 1958 con base en los datos experimentales disponibles por ese tiempo, está limitada a gases dulces y no debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores de 5% mol (H2S y/o CO2).

Para la carta de la Fig. 2.1 del GPSA la corrección por gravedad de gas no debe usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por el efecto de ciertos hidrocarburos no siempre es adecuada, especialmente en la predicción de contenido de agua a presiones por encima de 1,500 psia.

El GPSA tiene dos métodos simples para determinar el contenido de agua de gases agrios. Sin embargo, el primer método que consiste en un promedio 6 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” aditivo de la fracción mol correspondiente a los contenidos de agua en los constituyentes dulce y agrio, no es consistente y por lo tanto es inseguro. Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas ácido por debajo de 40%, las Fig. 2 del GPSA. Figura 2. 1 Contenido de agua-Método de Mcketta

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Figura 2. 2 Contenido de agua de CO2

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

Nótese que las Figs. 2.1 del GPSA suministran valores para el término contenido de agua "efectivo" de CO2 y H2S en mezcla de gas natural. Estos no son contenidos de agua para CO2 y H2S puros.

El segundo método del GPSA que se basa en el uso de las Fig. 2.3 es más seguro, pero tiene una aplicación limitada a 6,000 psia y requiere interpolación para determinada presión entre las dadas en las cartas.

Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración "equivalente" de H2S. Para propósitos de este método, se asume que el CO2 contribuye con el 75% del agua en la mezcla gaseosa, sobre una base molar como H2S. 8 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

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Recientemente Wichert and Wichert desarrollaron un método simple para el cálculo de contenido de agua en gas agrio hasta con un 55 % de H 2S "equivalente". El método aplica hasta 200 °C (393 °F) y 100 MPa (14,500 psia). Con base en pruebas del método hechas por los autores, los resultados tienen una precisión de 5 -10 %. Figura 2. 3 Mezclas de gases ácidos

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

2.3.1. Medición del Contenido dé Agua

Existen varios instrumentos a nivel comercial basados.... en diferentes principios para medir el contenido de agua en el gas; sin embargo, medir contenidos de agua menores de 20 ppm, w (partes por millón en peso) o puntos de rocío menores de -40 °F es muy difícil. 9 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 2.4 Hidratos del gas natural

El hidrato es un sólido complejo cristalino estable, con apariencia de hielo pero posee una estructura diferente. Se forma en sistemas de gas o de líquidos recuperados del gas natural (NGL), cuando el gas o el líquido está en o por debajo del punto de rocío del agua, normalmente cuando hay presencia de agua líquida sin embargo; no necesariamente tiene que darse esta condición, pues una vez que el gas este saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor a sólido sin formar líquido. La temperatura de formación de hidrato a una presión dada depende de la composición del gas.

Tradicionalmente se han reconocido dos estructuras cristalinas para los hidratos que se forman con el gas natural llamadas simplemente Estructura I y II; en las cuales las moléculas de agua forman el enrejado, y los hidrocarburos, el N2, CO2, y H2S ocupan las cavidades. Las moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, CO2 y H2S) estabilizan formando un cuerpo cúbico centrado llamado Estructura I, y las moléculas más grandes (C3H8, i-C4H10, n-C4H10) forman un enrejado tipo diamante llamado Estructura II.

Las moléculas más grandes que el n-C4H10 no forman hidratos de Estructuras I y II; sin embargo, estudios recientes indican que algunas isoparafinas y cicloalcanos más grandes que el pentano forman hidratos de Estructura H.

Cuando se forman hidratos éstos tienden a bloquear tuberías, equipos e instrumentos, restringiendo o interrumpiendo el flujo. En tomas de presión de medidores e indicadores, producen falsas lecturas de presión y errores de medición. Una vez que se forman los hidratos su remoción es bastante difícil.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Figura 2. 4 Formación de hidratos de metano.

Fuente: Producción del Gas Natural

2.4.1 Contenido de agua en la región del hidrato Sin embargo, a temperaturas por debajo de la temperatura de hidrato del gas, la fase condensada será un sólido (hidrato).

La formación de hidratos es un proceso dependiente del tiempo. La rata a la cual se forman los cristales de hidrato depende de varios factores que incluyen, composición del gas, presencia de sitios nucleares de cristales en la fase líquida, grado de agitación, etc.

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

2.4.2. Predicciones de condiciones para la formación de hidratos

Las condiciones para formación de hidrato pueden también ser calculadas en forma manual o usando un programa de computador para simulación de procesos.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Los cálculos manuales pueden hacerse con base en los métodos del GPSA mediante el uso de cartas o siguiendo un procedimiento de cálculo de equilibrio vapor/sólido.

En forma similar a como se hizo en los cálculos para contenido de agua en el gas, los cálculos manuales para predecir la formación de hidratos deben ser ajustados para gases agrios.

2.4.3. Inhibición de hidratos

La formación de hidratos puede prevenirse deshidratando tanto el gas como el líquido, para eliminar la formación de agua condensada en fase líquida o sólida. Sin embargo, en algunos casos este proceso puede no ser práctico o económico. En estos casos, la inhibición puede ser un método efectivo para prevenir la formación de hidratos.

En la inhibición se inyecta un glicol o metanol a una corriente de proceso, donde se combina con la fase condensada acuosa para bajar la temperatura de formación de hidrato a una presión dada. Tanto el glicol como el metanol pueden ser recuperados en la fase acuosa para ser regenerados y reinyectados. Para procesos de inyección continua hasta - 40 °F, normalmente los

glicoles

ofrecen

unas

ventajas

económicas

comparadas

con

la

recuperación de metanol por destilación.

Sin embargo, a temperaturas criogénicas por debajo de - 40 °F, el metanol se favorece por su baja viscosidad lo que facilita su separación del hidrocarburo por gravedad y porque la viscosidad del glicol se vuelve excesiva dificultando la separación efectiva. Es de anotar que normalmente el metanol se inyecta puro.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Los glicoles usados para inhibir hidratos son el etilen (EG), dietilen (DEG) y trietilen (TEG) glicol, siendo el más popular el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad y baja solubilidad en hidrocarburos líquidos.

Para que la inhibición sea efectiva, el inhibidor debe estar presente en el punto exacto en el cual el gas húmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por ejemplo, en plantas de refrigeración, glicol se inyecta en forma de rocío a la entrada del lado de los tubos del intercambiador gas - gas, y cuando el agua condensa, el inhibidor está presente para mezclarse con ella y prevenir la formación de hidratos.

La inyección debe ser de forma tal que permita una buena distribución a través de cada tubo o placas, en intercambiadores de calor operando por debajo de la temperatura de hidrato del gas.

Soluciones glicol - agua e hidrocarburos líquidos, pueden formar una emulsión cuando se agitan o cuando se expanden de alta a baja presión como en una válvula de expansión JT. Para conseguir una completa recuperación del glicol diluido para posterior regeneración y reinyección, debe hacerse un diseño cuidadoso del separador.

El regenerador en un sistema de inyección de glicol debe operarse para producir una solución de glicol regenerado, cuyo punto de congelación esté por debajo de la mínima temperatura encontrada en el sistema. Una concentración típica está entre 75 y 80% en peso.

2.5 Proceso de deshidratación con glicol (absorción)

Cuando la inhibición de hidratos no es factible o práctica, se usa el proceso de deshidratación que puede ser con un desecante líquido o sólido; aunque

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” usualmente es más económico el proceso con líquido, cuando se cumple con las especificaciones de deshidratación requeridas.

El glicol más comúnmente usado para deshidratación del gas natural es el trietilen glicol (TEG) con el cual se pueden alcanzar contenidos de agua de 4 lb/MMscf que no son posibles con otros glicoles.

Los otros glicoles que pueden usarse son el dietilen glicol (DEG) con el cual se puede llegar a un contenido de agua de 7 lb/MMscf y el tetraetilen glicol (TREG). Siguiendo el flujo de proceso del esquema de la unidad de deshidratación con glicol que se muestra en la Fig. 2.5, puede observarse que el gas húmedo que llega a la unidad pasa por un separador que comúnmente está integrado al fondo de la torre contactora o absorbedora, y entra por el plato de fondo.

El glicol regenerado se bombea al plato de cima de la torre absorbedora y a medida que fluye hacia abajo, va absorbiendo agua del gas que fluye en contracorriente desde el plato de fondo.

Por el fondo de la absorbedora sale una mezcla agua - glicol rico que pasa por el serpentín condensador de reflujo y va al tanque "flash", en el cual se separa la mayor parte del gas disuelto.

La mezcla acuosa de glicol pasa por el intercambiador de calor glicol rico glicol pobre y va a la torre regeneradora en la cual, el agua absorbida se destila del glicol por aplicación de calor, a presión muy cercana a la atmosférica.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” El glicol pobre regenerado fluye a través del intercambiador de calor glicol rico –glicol pobre y se recicla con bomba a la torre absorbedora, mediante enfriamiento previo. Ventajas:  simple  probada  bajo capex  bajo opex  cumple espec. Transporte

Desventajas  limitado a dew point > -40 °F (-40 °c)  contaminación de solvente  perdidas absorción de aromáticos  h2s venteo a incineración

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Figura 2. 5 Diagrama de flujo de proceso unidad de deshidratación con glicol

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

2.5.1. Separador de Entrada

Una buena práctica es instalar un separador para el gas de entrada, aun si la unidad de deshidratación está cerca al separador de producción. Se busca poder separar cantidades grandes de agua fresca o salada, hidrocarburos, químicos de tratamientos o inhibidores de corrosión, a fin de evitar su paso a la absorbedora o contactara, pues aun pequeñas cantidades de estos materiales, causan pérdidas excesivas de glicol debido a la formación de espuma, reducen la eficiencia e incrementan el mantenimiento.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 2.5.2. Absorbedora

Es una vasija que puede ser de platos de burbujeo, de válvulas o con empaque que promueve el proceso de absorción de agua del gas natural en una solución de glicol.

2.5.3. Tambor Flash

En este tambor la mayor parte del gas natural disuelto se separa de la solución de glicol rico y se envía a gas combustible. La presión de operación debe ser lo suficientemente baja para promover la separación del gas, pero a la vez lo suficientemente alta para que pueda entrar al sistema de gas combustible.

2.5.4. Regeneradora o Despojadora de Agua

La despojadora contiene una sección de serpentín en la cima de la columna, a través de la cual fluye glicol rico para enfriar los vapores que suben de la parte inferior.

Esto genera un reflujo que minimiza las pérdidas de glicol en el vapor de agua despojada. Por debajo de la boquilla y distribuidor de entrada del glicol rico, se encuentra una sección empacada usualmente con sillas de cerámica.

2.5.5. Rehervidor

El Rehervidor tiene que ser diseñado para suministrar el calor adecuado para elevar la temperatura del glicol rico al nivel requerido para su regeneración. La temperatura del TEG no debe ser superior a 400 °F para evitar su descomposición.

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DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 2.5.6. Bomba de Glicol Esta bomba circula el glicol a través de los equipos. Puede ser manejada por motor eléctrico o con gas a alta presión. Si se bombea glicol en exceso, no se alcanza la temperatura requerida de regeneración en el rehervidor.

2.5.7. Pérdidas de Glicol

Un nivel aceptable de pérdidas está en el orden de 0.1 gal/MMscf de gas tratado, lo cual es equivalente a menos de 1 lb de glicol por MMscf.

Las pérdidas ocurren en la cima de la contactora influenciadas por la temperatura y presión de operación, en la torre regeneradora y por fugas en la bomba, filtros, tuberías y durante limpieza de filtros.

2.5.8. Aspectos Ambientales

En el proceso de regeneración del glicol rico a glicol pobre, el agua que ha sido absorbida en la contactora se libera en la regeneradora y se ventea a la atmósfera.

Desafortunadamente, el glicol no solamente absorbe agua en la contactora sino hidrocarburos y gas ácido. Los hidrocarburos parafínicos normalmente no se absorben pero los aromáticos sí.

En la página 20-32 del GPSA puede observarse que cantidades substanciales de ciertos aromáticos pueden ser absorbidos para ser luego liberados a la atmósfera, a menos que dichos vapores sean capturados de alguna manera, mediante procesos que son generalmente costosos.

18 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” La evaluación del sistema de TEG involucra establecer su concentración mínima para alcanzar la especificación de punto de rocío por agua. La Fig. 20-54 del GPSA muestra el punto de rocío por agua de una corriente de gas natural en equilibrio con una solución de TEG a varias concentraciones y temperaturas.

Esta figura puede usarse para estimar la concentración requerida de TEG para una aplicación particular, o la depresión teórica del punto de rocío para una temperatura dada y determinada concentración de TEG.

Valores de punto de rocío reales de salida dependen de la rata de circulación de TEG y del número de etapas de equilibrio. Los datos de la Fig. 2054 son relativamente insensibles a la presión y dicha figura puede usarse hasta 1,500 psia con pequeño error.

Una vez se determina la concentración de TEG, debe determinarse la rata de circulación y el número de platos o altura de empaque. En las Figs. 20-55 a 20-59 del GPSA se presenta la relación de remoción de agua a rata de circulación de TEG, para varias concentraciones y número de etapas teóricas de equilibrio.

2.6 Guías de diseño y operación para inhibición de hidratos y deshidratación con glicol

1.

Como

criterio

de

diseño

el

flujo

real

de

inhibidor

debe

ser

aproximadamente el doble del flujo calculado en forma teórica.

2.

Cuando se utiliza el glicol para prevenir formación de hidratos, la regeneración se hace hasta 60-80 % peso.

3.

Cuando se utiliza glicol en el proceso de deshidratación, la regeneración se hace a la mayor pureza posible 99 .5 % peso o más.

19 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL”

4.

Si en una instalación existen los procesos de inhibición de hidratos y deshidratación con glicol, se requieren dos sistemas independientes para su regeneración.

5.

Como en la operación real no se da la condición de equilibrio sino una condición dinámica, para diseño se usan aproximaciones como por ejemplo, si el objetivo es una depresión hasta O °F, se trabaja con -10 / -20 °F o sea una aproximación de 10/20 °F. Si los cálculos dan que se requiere una pureza de glicol de 99 %, se trabaja con 99.5 %. 

6.

ABSORBEDORA

El enfriamiento del glicol pobre que se recicla a la cima de la absorbedora se debe hacer alrededor de 5 – 10 °F por encima de la temperatura de entrada del gas húmedo en el fondo, a fin de evitar condensación de hidrocarburos del gas que causen formación de espuma.

7.

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

8.

El número de platos teóricos típicos entre 1 – 3, los platos reales entre 4 y 12. La conversión de etapas de equilibrio a platos reales puede hacerse asumiendo una eficiencia global de plato entre 25 % para platos de burbujeo y 33 % para platos de válvulas. Para empaque, la relación de altura equivalente de empaque a plato teórico (HETP) varía con la rata de circulación de TEG, el flujo y la densidad del gas; pero un valor de 36 – 60 pulgadas es normalmente adecuado.

20 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 9.

La temperatura de entrada del gas húmedo debe estar entre 60 – 120 °F. Cuando la temperatura de la absorbedora está por debajo de 60 °F, el incremento en la viscosidad del TEG puede reducir la eficiencia en la transferencia de masa.

10. El espaciamiento típico entre platos en la absorbedora es 24 pulgadas. Sin embargo, la altura total de la torre estará de acuerdo con el número de platos o la altura de empaque requerida, más de 6 – 10 adicionales para permitir el retiro de vapor al líquido por encima del plato de cima, distribución del gas de entrada por debajo del plato de fondo y espacio para colectar glicol rico en el fondo.

11. Tradicionalmente se han usado platos de burbujeo en absorbedores de glicol, porque permiten bajas ratas de líquido vs. Flujo de gas; sin embargo, el empaque estructurado está siendo muy aceptado, porque permite reducción significativas en diámetro, y alguna reducción en altura.

Tambor flash

1. Para desgasificación se requiere un tiempo de retención mínima de 3 – 5 minutos. Si se va a remover hidrocarburo líquido, se requiere un tiempo de retención de 20 – 30 minutos.

2. Presión de operación = 60 psig. 3. Temperatura de operación = 140 – 160 °F si a continuación se en encuentra el intercambiador glicol rico – glicol pobre.

Intercambiador glicol rico – glicol pobre 21 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL”

4. Temperatura de alimento a la despojadora de agua ≈ 300 °F. 5. Temperatura del glicol pobre frío ≈ 150 °F. 6. Aproximación “approach” lado caliente ≈ 40 °F.

Despojadora de agua

7. Presión ≈ atmosférica.

8. Temperatura de fondos:

TEG < 400 °F (preferible 380 °F) TEG >

340 °F (preferible 320 °F). 9. Temperatura de cima para minimizar pérdidas de glicol = 210 °F. 10. Reflujo para minimizar pérdidas ≈ 30 % del efluente de la absorbedora. 11. Cantidad de calor “Duty” en condensador para minimizar pérdidas ≈ 25% del calor de vaporización del agua absorbida. 12. Número de platos teóricos 3 – 4 (Rehervidor, 1 – 2 platos teóricos y condensador). 13. La cantidad de calor “Duty” del rehervidor está en el orden de 1 500 Btu/gal de glicol recirculado.

Enfriador de glicol pobre 22 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

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14. Temperatura del glicol pobre a la absorbedora = Temperatura de entrada del gas húmedo + 5 a 10 °F.

2.7 Planta De Deshidratación Con Desecante Sólido (adsorsion)

El uso de absorbentes sólidos es una práctica común, para lo cual se requiere que el gas húmedo saturado se ponga en contacto con una substancia sólido que tiene gran afinidad por el agua, como la sílica gel, la alúmina y los tamices moleculares. Eventualmente cada uno de estos materiales alcanza su capacidad de adsorción y tiene que ser regenerado.

Este proceso requiere dos o más torres absorbedoras operando en un ciclo en paralelo, como puede verse en la Figura 20-66 del GPSA que es un sistema de dos torres. Una está en operación de adsorción de agua del gas, mientras que la otra está en regeneración y enfriamiento. Típicamente un ciclo de adsorción está entre 8 y 10 horas, el de regeneración 5 horas y el de enfriamiento entre 3 y 5 horas.

Generalmente las unidades con desecante sólido son más costosas que las unidades con glicol. Por lo tanto, su uso está limitado a aplicaciones de gases con alto contenido de H2S, requerimientos de muy bajos valores de punto de rocío como en procesos criogénicos (valores requeridos de puntos de rocío de – 70 ° F a – 150 ° F y más bajos), y casos especiales como gases que contienen oxígeno.

23 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Figura 2. 6 Propiedades de los desecantes.

Fuente: typical desccant properties.

Figura 2. 7 Esquema del proceso de deshidratación con desecantes sólidos

Fuente: Tomado de GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, 12th Edition, 2004.

24 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 2.8 Deshidratación con cloruro de calcio(delicuescencia)

El cloruro de calcio se usa como un desecante consumible para deshidratación de gas natural. Es una sal altamente higroscópica que se usa principalmente en áreas remotas y para pequeños flujos. El equipo como puede observarse en las Fig. 2.7.a, Fig. 2.7.b , está compuesto, por una torre la cual tiene una sección de separación en la parte baja. Por otro lado, en la Fig. 2.7.c, se pueden ver las zonas de acción que tienes este tipo de torre.

Por

encima

del

separador

hay

una

sección

de

contacto

de

aproximadamente 3 a 4 platos. Posteriormente hay un plato soporte sobre el cual se instala el CaCl2 en forma de píldoras o balas.

El gas entra a la sección de separación en la cual se remueve cualquier líquido que lleve. A continuación saturado de humedad, fluye hacia arriba a través de los platos, los cuales contienen una salmuera de C aCl2 en donde se absorbe algo del agua. Posteriormente, el gas entra en contacto con la sal, la cual absorbe el agua disolviéndose en ella y formando una salmuera.

Dicha salmuera cae sobre los platos y va hasta el fondo de la vasija. El gas que sale de la torre generalmente cumple con los requerimientos de contenido de agua el cual puede llegar a 1 lb/MMscf.

La capacidad típica del CaCl2 es 0.3 lb CaCl2 / lb H2O. Las velocidades superficiales en el lecho son 20 - 30 ft/min y la relación L/D para el lecho debe ser al menos 3 a 4:1. El CaCl2 debe ser cambiado periódicamente usualmente cada dos a tres semanas. La incorrecta disposición de la salmuera puede ocasionar problemas ambientales, generalmente es inyectada a un pozo.

25 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Figura 2. 8 Deshidratador típico con cloruro de calcio cacl2

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

26 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” Figura 2. 9 Deshidratador típico con cloruro de calcio cacl2

Gas deshidratado

CaCl2 sólido Solución de salmuera Extractor de niebla Gas hidratado aceite

Fuente: Presentación Dr. Saul Escalera.

Figura 2. 10 Deshidratación con cloruro de calcio cacl2 “zonas de acción del deshidratador”

Fuente: Presentación Dr. Saul Escalera.

27 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” 2.9 Deshidratación por expansión- refrigeración. Deshidratación por expansión se refiere al proceso en el cual se hace pasar el gas por un reductor de presión, lo cual ocasiona su enfriamiento por el efecto Joule – Thomson, y conlleva a la condensación del agua. En este método, el gas se enfría adiabáticamente (refrigeración mecánica); al bajar la temperatura se produce condensación de líquido entre los cuales está el agua. Puede utilizarse con o sin inhibidor, el proceso sin inhibidor se utiliza únicamente cuando la caída de presión disponible permite que el agua alcance el punto de rocío requerido sin formación de hidratos. Entonces, se mezcla el metanol o el glicol con el gas para enfriar el gas a temperaturas muy bajas. La mezcla agua – inhibidor se retira y el inhibidor se recupera en una columna de despojo. Las principales ventajas del proceso son: 

Puede obtener puntos de rocío en el rango de -100 a -150°F (-70 a 100°C).



Solo requiere suministro de calor para el regenerador de metanol.

Sin embargo, requiere refrigeración externa para enfriar el gas, y minimizar las pérdidas de metanol en la despojadora. 2.10 Permeación del gas La Permeación de gas se basa en el principio de transferencia de masa por la difusión de gas a través de una membrana. Una membrana es una barrera semipermeable entre dos fases, que permite el paso de varios solutos a través de ella a diferentes tasas y también permite a componentes selectivos penetrar mientras retiene otros componentes en la entrada de alimento. Los solutos consisten en moléculas o partículas que son transportadas a través de la membrana debido a fuerzas que actúan en aquellas

28 DOCENTE: ING. ANA CLAUDIA SAAVEDRA ROCABADO

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 2: PROCESOS DEL GAS NATURAL TEMA: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL” moléculas o partículas. La extensión de estas fuerzas es determinada por el gradiente de potencial a través de la membrana. Las membranas son usadas en la industria del gas natural principalmente para remover dióxido de carbono (CO2), agua y sulfuro de hidrogeno (H2S). Muchas unidades tratan el gas a las especificaciones de tubería directo en cabeza de pozo para alcanzar los requerimientos de calidad: CO2< 2%, H2S< 4 ppm y contenido de agua