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• Marco Antonio Daza Torres

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UNIVERSIDAD MAYOR, REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA FACULTAD DE TECNOLOGÍA

DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL

INGENIERO

: Ing. Edgar Jiménez

CARRERA

: Ingeniería Química – Petróleo y Gas Natural

RESPONSABLE

: Llanes Carreón Lilian

INTEGRANTES

: Flores Ignacio Lisandra Marcela (QMC-PyGN)

(QMC)

Llanes Carreón Lilian

(QMC)

Padilla López Danittza

(QMC)

Ramos Mamani Lady Vannesa

(QMC)

Valencia Salazar Heidy Lisseth (PyGN) Sucre-Bolivia 2018

Contenido 1.

INTRODUCCION ........................................................................................................................... 1

2.

ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 1

3.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ..................................................................................... 2

4.

OBJETIVOS ................................................................................................................................... 2 4.1.

Objetivo General. ................................................................................................................. 2

4.2.

Objetivos Específicos. ....................................................................................................... 2

5.

JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 2

6.

DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL CON DESHIDRATANTES ............................... 3

7.

PROCESOS DE DESHIDRATACION POR INYECCION DE INHIBIDORES .................... 4 a)

Inyección de glicol .................................................................................................................. 5

b)

Inyección de metanol ............................................................................................................. 6 Determinación de flujo de inyección del inhibidor .................................................... 7

7.1.

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN ....................................................... 9

8.

8.1. Características generales de una planta de deshidratación por absorción con glicoles ............................................................................................................................................. 10 Balance de materia en el Absorvedor y regenerador .............................................. 13

8.2.

8.2.1.

Balance de materia en la torre de absorción: .................................................... 13

Diseño preliminar de un Absorvedor y un regenerador ......................................... 14

8.3.

8.3.1.

Diseño de la columna de absorción ..................................................................... 14

ALGORITMO PARA DETERMINAR EL NUMERO DE ETAPA`

S ......................................... 15

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR EXPANSIÓN REFRIGERADA ....................... 16

9.

Características generales del proceso ........................................................................ 17

9.1. 10.

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN ................................................. 17

10.1.

Características generales del proceso .................................................................... 21

10.2.

Tipos de adsorción ....................................................................................................... 21

11.

Proceso de Deshidratación con Tamices Moleculares. .............................................. 22

11.1. 12. 12.1.

Características generales del proceso. ................................................................... 25

Ventajas y Desventajas de los Procesos de Deshidratación. ................................... 27 Deshidratación por inyección de inhibidores............................................................ 27

BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................... 30 ANEXOS ............................................................................................................................................... 32

INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

1. INTRODUCCION El gas natural es una de las principales fuentes de energía no renovables; por ello es muy importante que las personas que se involucran en ese ámbito, tengan preparación académica adecuada para poder brindar productos de calidad. La deshidratación de gas, es un proceso que debe hacerse con precisión y responsabilidad, ya que el producto obtenido debe ser de primera clase; de lo contrario esta generaría problemas y por ende perdidas tanto para el consumidor, la empresa petrolera y para sector socio económico. Hoy en día existen métodos que permiten realizar la deshidratación del gas natural, cuyos resultados son óptimos. 2. ANTECEDENTES El gas que viene del yacimiento se considera saturado con vapor de agua, es decir, toda corriente de gas natural proveniente de los pozos de producción contiene agua en forma de vapor, junto con otros componentes que integran la mezcla de hidrocarburos. La presión y/o la temperatura de los hidrocarburos inciden en la cantidad de agua que éste puede retener; por tal razón cualquier incremento en la temperatura del sistema aumentará la presión de vapor del agua en el mismo, aumentando así, el contenido de vapor en la corriente gaseosa. Si éste es enviado a un sistema de transporte; el agua condensa y se deposita en forma líquida en las tuberías (gasoducto) lo que reduce la capacidad de flujo o de transmisión y aumento en la caída de presión. Por otra parte, los componentes ácidos en presencia de agua generan compuestos corrosivos que atacan la metalurgia y reducen la vida útil de tuberías, equipos y accesorios. Los hidratos son una mezcla de agua y otras moléculas pequeñas que a bajas temperaturas producen un sólido con apariencia de hielo, pero con una estructura diferente.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Para determinar el contenido de agua en el gas y predecir la formación de hidratos, existen correlaciones que consideran que el contenido de agua se encuentra en saturación de equilibrio. Existen métodos para prevenir la formación de hidratos: 

Inyección de sustancias inhibidoras



Deshidratación por absorción



Deshidratación por adsorción



Deshidratación con expansión Refrigerada

Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. Un aspecto que suele complicar el manejo del gas producido, es conocer con certeza el volumen de agua, que puede estar disperso en el gas natural, (generalmente se encuentra saturado con agua en forma de vapor). Los cambios en la temperatura y presión condensan este vapor que altera el estado físico de gas a líquido y luego a sólido dentro de las tuberías y otros recipientes, que pueden generar problemas que pudieran llegar a ser graves, como en los sistemas criogénicos que no tienen ninguna tolerancia al agua, ya que estos trabajan a temperaturas comprendidas entre –37,78 -148,89 ºC y el agua podría causar problemas muy graves a nivel operacional. 4. OBJETIVOS 4.1.

Objetivo General.

Analizar los procesos de deshidratación del gas natural. 4.2.

Objetivos Específicos.



Conocer los principales métodos de deshidratación de gas natural.



Comprender las consecuencias, en los procesos asociados aguas abajo de la presencia de este contaminante.



Entender los principios fundamentales para la operación, mantenimiento y seguridad de procesos de deshidratación del gas natural.

5. JUSTIFICACIÓN El Gas Natural producido por los pozos gasíferos, siempre viene asociado con agua en mayor o menor cantidad, lo que puede originar problemas los cuales son:

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL  El gas natural puede combinarse con líquido o agua libre para formar hidratos sólidos que pueden tapar las válvulas, placas de orificio, o inclusive las tuberías.  Si no es separada el agua de producción, el gas puede ser altamente corrosivo especialmente cuando es combinado con CO2 y H2S.  El agua se puede condensar en las tuberías causando un flujo denso dentro de las tuberías y por lo tanto causando erosión y corrosión.  El vapor de agua incrementa el volúmen y decrece el valor de gas por su capacidad calorífica.  Los contratos de compra de gas especifican tener un máximo contenido de agua de 7 lb H20 por MMPC.  La deshidratación permite la operación de plantas criogénicas y absorción por refrigeración sin congelamientos Es por ello que, para cualquier uso que se quiera dar al Gas Natural, éste debe ser previamente acondicionado, es decir, reducir su contenido de agua a un valor máximo establecido y alcanzar valores de presión y de temperatura requeridos. 6. DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL CON DESHIDRATANTES El proceso de deshidratación consiste en el proceso de remover partículas y vapores de agua de la producción de gas. Debido a la cantidad de agua que contiene el gas es necesario someterlo a un proceso de deshidratación. El vapor de agua es probablemente la impureza más común en un flujo de gas. Este proceso cobra mayor importancia en campos donde se manejan altas presiones. Los sistemas de deshidratación de gas natural extraen agua saturada de las corrientes de gas para cumplir con las especificaciones del gas de venta y evitar los problemas asociados con el transporte de gas con trazas de agua como la corrosión, perdida de volumen útil por condensación y la formación de hidratos Existen tres tipos principales de deshidratación de gas:  Sistemas de deshidratación con glicol: Es el mecanismo más común dentro de la industria y el trietilenglicol (TEG) es universalmente el glicol más utilizado. La deshidratación con glicol se usa para absorber el

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL agua de la corriente de gas de proceso y suele ser seguida por una sección de refrigeración mecánica para extraer a los hidrocarburos pesados.  Acondicionado con gel de sílice: Este mecanismo consiste en extraer el agua y los hidrocarburos más pesados haciendo pasar el gas a través de un lecho de adsorción. El gel de sílice es el agente desecante sólido más ampliamente utilizado para deshidratación estándar de gas natural para cumplir las especificaciones de los gasoductos. La regeneración del lecho se lleva a cabo a altas presiones y temperaturas.  Tamiz molecular: Son una clase de aluminosilicatos que funcionan de manera similar a los lechos de gel de sílice. En comparación con estos últimos, los tamices moleculares tienen una menor capacidad de retención de agua, lo que significa que, para lograr los mismos resultados, se requiere de un lecho más grande. Se sabe que los tamices moleculares producen los puntos de rocío de agua más bajos. 7. PROCESOS DE DESHIDRATACION POR INYECCION DE INHIBIDORES La inyección de un líquido hidrofilico en la corriente de gas es una operación que está muy relacionada a la deshidratación con glicoles, pero está más dirigida a inhibir la formación de hidratos solidos que en remover el agua del gas. Muchos líquidos han sido usados o propuestos para la inyección. Los inhibidores reducen la temperatura o aumentan la presión a la que el hidrato se formara. El proceso de inyección es particularmente aplicable junto a la recuperación por refrigeración de hidrocarburos líquidos. A causa de las bajas temperaturas de congelamiento de sus soluciones acuosas, el metanol y el etilen glicol

son los más

comúnmente usados como inhibidores de hidratos. El dietilen y trietilen glicol son usados primeramente para prevenir la formación de hidratos en las líneas llevando a unidades de deshidratación convencional usando el mismo glicol. Solidos iónicos como cloruro de sodio (sal común) también inhiben la formación de hidratos. Esto es similar a rociar sal en las calles o carreteras llenas de hielo para derretirlo. No es muy probable que se use como inhibidor ya que la sal siempre está presente en el agua que se produce.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL a) Inyección de glicol En el proceso de inyección de glicol mostrado en la figura, el gas pasa primero a través de un separador donde el agua líquida y otros hidrocarburos son removidos. El glicol es rociado en el gas después que deja el separador y antes de que baje la temperatura por debajo del punto de temperatura del hidrato. Tubos que no estén humedecidos con glicol pueden llenarse de hidratos mientras el gas húmedo se enfría. El etilen glicol es generalmente preferido al dietilen o trietilen glicol para este tipo de operación porque es menos soluble en hidrocarburos líquidos y porque los hidrocarburos líquidos son menos solubles en etilen glicol que en los otros glicoles. Por otra parte, los otros dos glicoles tienen una presión de vapor más baja, la cual resulta en pérdidas de vaporización menores. Para minimizar la posibilidad de la forma de una fase sólida en solución de glicol, las composiciones cerca del eutéctico son la comúnmente empleadas en comparación al 95% de concentraciones más altas usadas en de deshidratadores convencionales. Las soluciones acuosas diluidas tienen una amplia ventaja de baja solubilidad en hidrocarburos líquidos. En los sistemas de inyección de glicol, el glicol provee un poco de deshidratación pero su función primaria es de actuar como agente anticongelante suprimiendo la formación de hidratos sólidos. Muchos diagramas de flujo son usados para los sistemas de inyección de glicol. En su forma más sencilla, el pro es muy similar a la deshidratación convencional con glicol con una sección de la línea de gas sirviendo como contactor gas líquido.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

Figura N° 1: Diagrama de flujo de la alimentación de glicol. b) Inyección de metanol Para temperaturas más bajas que -40 °F la inyección de glicol es impráctica por la alta viscosidad de soluciones de glicol a tales bajas temperaturas. La baja viscosidad del metanol y otras características favorables hacen que sea el fluido elegido para la inhibición en aplicaciones a muy bajas temperaturas tales como plantas de refrigeración con turboexpansores de gas para la recuperación de GLP. Después de pasar a través de un separador el gas es enfriado en un intercambiador de calor gas-gas en el cual el metanol es rociado en las placas de los tubos para inhibir la formación de hidratos sólidos. Una solución de metanol-agua condensa en el intercambiador de calor y en el enfriador y es removida de la corriente de gas en el separador. La solución acuosa es expandida para remover el gas disuelto, es filtrada y destilada para recuperar el metanol. Una cantidad significante de metanol se disuelve en el producto de hidrocarburo líquido y es recuperado lavando toda la corriente de hidrocarburo o la fracción de propano con agua del alambique de metanol.

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Figura N° 2: Diagrama de flujo de alimentación de metanol. 7.1.

Determinación de flujo de inyección del inhibidor

El primer paso en el diseño de sistemas de inyección es determinar la mínima concentración del inhibidor requerida para la formación del hidrato. Varios modelos se han desarrollados para la predicción de las condiciones de formación de hidratos en presencia de un inhibidor. Las correlaciones:  Hammerschmidt [1],  Nielsen and Bucklin [2],  Carroll [3]  Moshfeghian-Maddox [4] Son aplicadas para predecir las concentraciones de los inhibidores en la solución acuosa, y para la reducción de la temperatura de formación de los mismos. Aplicabilidad y sencillez son las ventajas de estas correlaciones, y éstas son aplicables hasta con calculadora simple manual, y los resultados presentan concordancia con la data experimental. Debe notarse

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL que los paquetes de simulación tales como el ProMax® [5], HYSYS® [6] y GCAP [7] están disponibles para efectuar las predicciones sobre el efecto de los inhibidores sobre la formación de los hidratos. Ejemplo de aplicación de dos de ellas: a) Ecuación de Hammerschmidt: Es un método simple y ampliamente utilizado.

Donde delta T es la disminución de la temperatura en ˚C, M es la masa molar del inhibidor en g/mol, W es la concentración del inhibidor en porcentaje en peso de la fase acuosa, y KH es una constante con valor de 1219. Para usar esta ecuación en el sistema americano KH 2355 y variación de la temperatura está en ˚F. Para usar esta ecuación primero se determinan las condiciones del hidrato sin el inhibidor presente. La ecuación solo predice la desviación de la temperatura sin el inhibidor presente. Esta ecuación está limitada a concentraciones de 30% peso para metanol y etilen glicol, y solo para 20% peso para otros glicoles.

b) Ecuación de Nielsen and Bucklin:

∆𝑻 = −𝟕𝟐𝐥 𝐧(𝟏 − 𝑿𝑴) Donde DT está en ˚C y XM es la fracción molar del metanol. Esta ecuación puede ser usada para fracciones molares del orden de 0.8 (88%peso)

.

La ecuación de Nielsen and Bucklin, fue desarrollada para el metanol pero puede ser utilizada para cualquier elección del inhibidor. Para calcular la cantidad de inhibidor requerida utilizamos la ecuación:

𝑿𝑹 𝒎𝟏 = 𝒎𝑾 ( ) 𝑿𝑳 − 𝑿𝑹

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Donde m1 es la masa de solución del inhibidor, mW es la masa de agua líquida, XR es la concentración es peso del inhibidor, XL tiene un valor de 100% para el metanol y varia típicamente de 60 a 80% para glicoles. La tasa de inyección es función de la temperatura del gas de alimentación (FGT), presión (FGP), densidad relativa (SG), la reducción en la temperatura de formación de hidratos (HFTD), y la concentración de la solución pobre. Recientemente, Moshfeghian y Taraf propusieron un método grafico de atajo para predecir el porcentaje de peso y caudal requeridos

del MEG o MeOH para el logro de una depresión de la temperatura de

hidratación en las mezclas del gas natural. Las Figuras 4 son aplicables para cualquier gas húmedo con una gravedad específica de 0-60. Nótese que la coordenada y de la derecha representa la tasa total de inyección de MeOH la cual puede distribuirse tanto en la fase de hidrocarburo gaseoso, la de líquido, y la solución rica. Para poder ampliar la aplicación de esta correlación a los gases con otras gravedades específicas, dos factores de corrección W1 y W2 deben aplicarse.

Figura N° 3: MeOH Vs HFT 8. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN La deshidratación por absorción involucra el uso de desecantes líquidos para eliminar el vapor de agua del gas. Aunque muchos líquidos poseen la capacidad para absorber agua,

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL el líquido con fines para procesos de deshidratación de gas debe poseer las siguientes propiedades: 

Alta eficiencia de absorción.



Que tenga una alta afinidad por el agua.



Que su recuperación sea fácil y económica.



Que no sea tóxico ni corrosivo.



Que no cause problemas operacionales cuando se use en altas concentraciones.



Que no interaccione con los hidrocarburos del gas y que no se contamine con los gases ácidos.



Baja viscosidad para facilitar su bombeo y contacto entre la fases liquida y gaseosa.



Una buena estabilidad térmica para prevenir su descomposición durante su recuperación.

Las sustancias conocidas con estas propiedades son los glicoles, que sus propiedades se aproximan para la aplicación comercial. El punto de ebullición de los glicoles es más elevado que la del agua y su presión de vapor es baja. Sin embargo, los glicoles se descomponen a temperatura elevadas. También está el metanol, alcohol entre otros los más usados en esta área son los glicoles y el metanol. 8.1.

Características generales de una planta de deshidratación por absorción con glicoles

El proceso con glicoles se basa en el contacto de gas con un líquido higroscópico tal como el glicol. Es un proceso de absorción de donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro. Diagrama del proceso de separación de gas natural por absorción con glicol.

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Figura N° 4: Breve descripción de los equipos de una Planta Deshidratadora con TEG Depurador de entrada: Es el encargado de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como los hidrocarburos líquidos, agua libre, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos. Absorbedor o contactor: La función de absorbedor es poner en contacto el gas húmedo con el glicol pueda remover el vapor de agua del gas húmedo. Existen contactadores de bandeja (tipo burbuja campanas) o empaques regulares en su parte interna para efectuar el contacto directo del gas con el glicol. En cualquiera de los dos casos el contacto de los flujos es inverso. Tanque de flasheo o separador de gas-condensado-glicol: Sirve para recuperar el gas que esta disuelto en la solución del glicol en el absorbedor, también como cualquien hidrocarburo líquido que sea tranasportado fuera del absorbedor por la solución de glicol. El gas sale por la parte superior del recipiente y es venteado o puede ser usado para suplir el gas combustible del requerido para el rehervidor. Filtros: Normalmente se usan dos filtros:

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Filtros de solidos.- son las de malla fina de media o cartucho usados para eliminar sólidos, partículas, que pueden causar erosión delos émbolos de las bombas, sellos de los discos y válvulas, atascamiento del equipo y formación de espuma. Filtros de carbón activado.- Son usados para eliminar hidrocarburos, productos de degradación de glicol, surfactantes, químicos usados para tratamientos de pozos, aceites lubricantes de compresores. Bombas de glicol: Son las únicas partes movibles de toda la unidad, retorna el glicol pobre de baja presión al contactor de alta presión. Tanque de compensación: Es un recipiente usado para almacenar glicol regenerado para la succión de la bomba, generalmente está construido como parte integral del rehervidor o en forma separada. Intercambio de calor: El intercambiador glicol-glicol quita el calor del glicol pobre, caliente, que retorna al absorbedor y lo entrega ala glicol rico que va al destilador ahorrando energía. El intercambiador glicol-gas sirve para calentar ligeramente el gas seco que sale del absorbedor y enfriar ligeramente el glicol caliente entrante. Columna de destilación: Es el recipiente localizado en la parte superior del rehervidor donde tiene lugar la destilación del glicol y agua. Las columnas destiladas están normalmente empacadas y tienen condensadores con aletas o espirales de reflujo en la parte superior para enfriar los vapores de glicol y parte del vaor de agua de salida, para proveer el reflujo para la columna. Este arreglo controla la condensación y reduce las pérdidas de glicol. El vapor de agua que sale del tope del despojador contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos volátiles y se lo ventea normalmente a la atmosfera. Rehervidor: Es el recipiente que suministra calor para separar el glicol y el agua por simple destilación. El glicol calentado a una temperatura de 380 y 400˚F. Para remover suficiente vapor de agua para regenerar e glicol en 98.5%- 99%. Los rehervidores pueden ser de fuego directo o calentados por vapor o aceite caliente. El nivel de glicol en el rehervidor es mantenido por un veredero de derrame. El exceso de glicol fluye hacia dentro del tanque de compensación por gravedad.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 8.2.

Balance de materia en el Absorvedor y regenerador

8.2.1. Balance de materia en la torre de absorción:

Balance Total: Vn+1 + Lo = V1 + Ln

[2.1]

Balance Individual: Vn+1 yn+1 + Lo xo = V1 y1 + Ln xn [2.2]

Balance de materia en una Etapa i de la Torre. Considerando

los

flujos

aproximadamente

constantes en toda la columna, el balance de materia alrededor de un plato “i” se tiene: Individual: Vn+1 yi+1 + Lo xi-1 = Vn+1 yi + Lo xi Suponiendo que Lo y Vn+1 son constantes, se tiene: Lo (xi – xi-1) = Vn+1 (yi+1 – yi) Por la relación de equilibrio líquido-Vapor se tiene: Para la etapa i: Por la relación de equilibrio líquido-Vapor se tiene:

V

L o X i- 1

n+ 1

Y

i

Para la etapa i: 𝑘𝑖 =

yi xi

𝑥𝑖 = 𝑦𝑖/𝑘𝑖

𝑋𝑖−1 =

y1 − i ki

ETAPA i

V Y

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n+ 1 i+ 1

L X

o i

INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 8.3.

Diseño preliminar de un Absorvedor y un regenerador

8.3.1. Diseño de la columna de absorción Para el diseño de la columna deshidratadora por absorción existen varios métodos, de los cuales uno de los más usados en la industria petrolera es el método de Kremser - Brown. Consideraciones importantes de diseño  Se debe considerar que el gas que llega a la planta está saturado con agua. El contenido de agua depende de la presión y la temperatura.  El contenido de agua, a la salida, es condición del diseño es normal que se hable de 5 a 7 lbs/MM pcn en el gas tratado.  Las variaciones de la presión y la temperatura de la alimentación alteran el contenido de agua en el gas y, por lo tanto, se deben ajustar las condiciones de operación de la planta.  La relación de circulación de TEG debe estar comprendido entre 2.5 a 5 gal TEG/ LbH2O removida.  Es común que, en los diseños de deshidratadoras de TEG, se hable de 3 gal TEG/ LbH2O removida; no obstante otras condiciones deben tenerse presente:  A mayor número de platos en el absorbedor, menor será el requerimiento de glicol para lograr un descenso determinado del punto de rocío.  Al aumentar el galonaje por encima de 3 gal TEG/ LbH2O removida es muy baja la ganancia y el punto de rocío tiende a ser constante. DATOS INICIALES PARA EL DISEÑO  Flujo de gas de entrada o alimento  Presión de Entrada  Temperatura de Entrada  Gravedad específica del gas a la Entrada  Contenido de agua del gas natural a la salida

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ALGORITMO PARA DETERMINAR EL NUMERO DE ETAPA`

S

Figura N° 5: Algoritmo de cálculo Cálculo del Diámetro y Altura de la Columna Cálculo del diámetro. Cálculo de la Altura Para la determinación de la altura de la columna (H) se considera el espaciamiento de 24 pulgadas entre platos, el número de platos reales y una altura extra para el extractor de niebla en el caso de absorción con glicoles. H = HEP*N

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Dónde: HEP = Altura de espaciamiento entre platos (24 pulg.) 9. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR EXPANSIÓN REFRIGERADA Otro proceso de deshidratación del gas natural es la refrigeración (congelamiento del gas). El gas frio mantiene menos agua que el gas caliente. El propósito de una planta de refrigeración es eliminar los hidrocarburos pesados de la corriente de gas natural, pero este proceso también elimina el agua. Con el propósito de prevenir la formación de hielo y/o hidratos, el gas frio se mezcla con un solvente, generalmente es etilenglicol. (Carroll, 2003). En la Figura 6 se muestra un diagrama del proceso de refrigeración, en donde el gas entra a un intercambiador gas/gas, donde es previamente enfriado. El gas entra al calentador de la unidad de refrigeración (el refrigerante es calentado y la corriente en proceso es enfriada) llamado enfriador. Con el propósito de prevenir el congelamiento y recolectar los condensados de agua, se esparce etilenglicol dentro del intercambiador y el enfriador. La mezcla entra al separador de baja temperatura donde el gas llega a la parte superior, los líquidos hidrocarburos se quedan en medio y la mezcla de glicol y agua quedan en el fondo. Los hidrocarburos líquidos se mandan a un tratamiento adicional. La mezcla de agua y glicol se manda a regeneración donde el glicol se recupera para reciclarlo. Por lo tanto, se envía de nuevo al intercambiador gas/gas para enfriar el gas.

Figura N° 5: Diagrama de una planta de refrigeración con inyección y recuperación de glicol (Carrol, 2003).

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 9.1.

Características generales del proceso

Se sabe desde un inicio que todo gas que sale de reservorio contiene muchas partículas contaminantes una de ellas es el H2O y otros ácidos comunes que existen. Entrando netamente a este proceso de deshidratación por expansión refrigerada el cual consiste en quitar las partículas de H2O y otros líquidos para nada provechosos y que no tiene valor en el mercado consiste en:  La obtención de líquidos del gas natural se logra mediante la reducción de la temperatura del mismo causando que los líquidos más pesados caigan a la base.  Diferentes tecnologías de deshidratación buscan llevar al gas natural a condiciones de saturación para luego reducir la temperatura por expansión refrigerada.  Reducción de la presión del gas con válvulas de expansión (isoentálpicos) y turbo expansores (isoentrópico) y luego separando la fase liquida que se forma debido a la disminución de temperatura el agua se condensa. 10. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN El tratamiento de deshidratación por adsorción es el proceso donde se usa un sólido desecante para eliminar el vapor de agua de una corriente de gas. El desecante sólido que se usa en la deshidratación de gas natural es aquel que se puede regenerar y, consecuentemente, puede ser usado para varios ciclos de adsorción y desorción, siendo este último el fenómeno por el cual un gas abandona un sólido cuando este alcanza cierta temperatura. En la adsorción, las sustancias adsorbidas se concentran en la superficie de un sólido como resultado de fuerzas existentes en esta superficie. Puesto que la cantidad de material adsorbido está directamente relacionada con la superficie disponible para la adsorción, los adsorbentes comerciales son generalmente materiales que se han preparado para tener una superficie más grande por unidad de peso. Para la deshidratación del gas, las partículas adsorbentes pueden ser granos irregulares o formas preformadas, tales como tabletas o esferas. El vapor de agua presente en la fase gaseosa se concentra selectivamente en el interior del cuerpo adsorbente mientras que el gas deshidratado pasa a través del desecante (Kohl & Nielsen, 1997).

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Los materiales adsorbentes usados en la deshidratación del gas, deben cumplir con las siguientes características (Kumar, 1987):  La superficie expuesta debe ser grande para una mayor capacidad de adsorción. Los adsorbentes comerciales tienen un área de 500-800 m2/gr (= 2.4x106 a 3.9x106 ft2/lbm).  Debe tener buena “actividad” para los componentes que van a ser removidos, y una buena retención conforme pase el tiempo. Los adsorbentes comerciales pueden eliminar prácticamente toda el agua del gas hasta valores de 1ppm.  Regeneración fácil y económica.  Alta tasa de transferencia de masa, una alta tasa de eliminación.  Baja resistencia al flujo de gas, esto es que la caída de presión a través del sistema de deshidratación sea pequeña.  Alta resistencia mecánica para resistir al aplastamiento ya sea seco o húmedo  Debe ser barato, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte, debe sufrir pocos cambios con la adsorción y desorción. Cuando un gas que contiene agua se hace pasar a través de una capa del material adsorbente recién regenerado, el agua se adsorbe primero cerca de la entrada de la capa y el gas deshidratado pasa a través del resto de la capa con sólo una pequeña cantidad de agua. Como la sección más cercana a la entrada de gas se satura con agua, la “onda de adsorción” alcanza la salida y se observa que aumenta la cantidad de agua en el gas, lo que significa que se ha alcanzado el "punto de ruptura " de las condiciones particulares de operación. La adsorción de agua resulta en el aumento del calor en la zona de adsorción (Kohl, et al. 1997). Hay varios desecantes sólidos los cuales poseen características físicas para adsorber el agua contenida en el gas natural. Estos desecantes, por lo general se usan en los sistemas de deshidratación, que consisten en dos o más torres que están asociados a un equipo de regeneración. La Figura 5.9 muestra un sistema simple de dos torres de deshidratación. Una torre adsorbe el agua presente en el gas mientras que la otra torre está regenerando y enfriando. Se usa gas caliente para eliminar el agua adsorbida del desecante; en esta configuración, parte del gas seco es usado para la regeneración y enfriamiento, y es reciclado en la entrada del separador.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

Figura. N° 6: Sistema de deshidratación por absorción de dos torres (GPSA, 2004) Los desecantes comerciales entran en tres diferentes categorías (GPSA, 2004): 

Geles.

Este grupo incluye gel de sílice puro y algunas configuraciones que contienen pequeñas cantidades de otros componentes como la alúmina. 

Alúmina.

Puede ser de forma natural u óxido de aluminio derivado de geles o minerales cristalinos



Tamices moleculares.

Manufacturados o naturales, los aluminosilicatos exhiben un grado de porosidad selectiva basada en la estructura cristalina. Los geles de sílice es un nombre genérico para un gel hecho esencialmente de dióxido de silicio puro, SiO2. Es usado para la deshidratación de gases y líquido y para la recuperación de hidrocarburos (iC5+) del gas natural. Se encuentran disponible en diferentes formas: en polvo, granular y pequeñas esferas. Estos geles están hechos de la neutralización de ácido sulfúrico con silicato de sodio que generan una reacción llamada geles de sílice; los geles de alúmina consisten

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL principalmente de una forma hidratada de óxido de aluminio (Al2O3). Los geles silicoaluminio son una combinación de geles de sílice y geles de aluminio. Estos geles pueden deshidratar tan poco gas como 10 ppm, y tienen la facilidad de regeneración de todos los desecantes. Adsorben hidrocarburos pesados, pero los liberan relativamente más fácil durante la regeneración. Además no hay reacción con el H2S, por lo tanto, los geles pueden aplicarse si el contenido de ácido sulfhídrico es menor que 5-6%. La alúmina u óxido de aluminio (Al2O3) es usado para la deshidratación tanto como para gas como para líquido, y se requiere menos calor para su regeneración, además de que la alúmina es el adsorbente menos caro. También, el óxido de aluminio es alcalino y no puede usarse en presencia de cantidades grandes de gases ácidos. Tiene buena resistencia a los líquidos, pero tiene poca resistencia a la desintegración debida a la agitación que genera el flujo de gas. Los desecantes de tipo tamiz se usan frecuentemente en las plantas de recuperación de gas natural para recuperar etano. Estas plantas operan a muy bajas temperaturas y requieren el suministro de gas seco para prevenir la formación de hidratos. Estos desecantes son altamente porosos, con un estrecho rango de tamaños de poros, y por lo regular tienen mayor superficie expuesta, ya que los tamaños de poros son muy pequeños, los tamices moleculares presentan una baja o nula adsorción de moléculas grandes tal como las de los hidrocarburos pesados, además los tamices pueden contaminarse con el glicol arrastrado. Son los desecantes más caros de todos, poseen cargas polares en su superficie que actúan como zonas de adsorción, que son extremadamente eficaces para compuestos con cargas tales como agua y ácido sulfhídrico. Los tamices moleculares son alcalinos y están sujetos a agresiones por los ácidos. Cabe mencionar que los tamices moleculares ofrecen un medio simultáneo de deshidratación y desulfurización, por lo tanto, son la mejor opción para los gases amargos (Kumar, 1987). Tabla N° 1: Propiedades de desecantes (Campbell, 1992) Material

Densidad

aparente

Área

de

superficie

Capacidad de diseño

(lbm/ft3)

(m2/gr)

(lb H2O/100 lb des)

Alumina

50-55

210

4-7

Gel sílice

45

750-830

7-9

Tamiz

43-45

650-800

9-12

moleculares

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL El diseño de una torre de adsorción está regida por la capacidad del desecante, de la longitud de la zona, carga de agua (velocidad de eliminación de agua del gas), tiempo de paso, la velocidad de flujo y la caída de presión. 10.1.

Características generales del proceso

 Los costos de compra y operación de las unidades de desecantes solidos generalmente son mayores que las unidades de glicol. Por lo tanto su uso es típicamente limitado a aplicaciones tales como alto contenido de H2S en el gas, requerimientos de punto de roció muy bajo, control simultaneo de agua e hidrocarburos y casos especiales.  Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.  Deshidratacion y eliminacion simultanea de H2S del gas natural.  Deshidratacion de gases que contienen H2S donde la solubilidad de H2S en el glicol puede causar problemas de emisiones  La adsorción presenta algunas desventajas frente a la absorción, a saber: Alta inversión inicial, desecantes sensibles a contaminación (particularmente con aceites pesados), capacidad de caudales que declina con la presión, la caída de presión es mayor que en el caso de absorción, etc.  La mayor ventaja es que se obtiene un gas extra-seco. La mayoría de las unidades brindan un punto de rocío de -34ºC (-29,2ºF), durante la primera parte del ciclo

10.2.

Tipos de adsorción

 Adsorción química: En este caso los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natura  Adsorción física: Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia de masa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción física requiere del uso de un

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL material adsorbente, que debe de tener las siguientes características. La adsorción física se considera que es un proceso reversible, mientras que la química es irreversible, esto es de gran utilidad, ya que aplicando calor a la adsorción física se pueden recuperar los parámetros, proceso que se denomina Deserción Térmica. Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán removidos del fluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, mantener al resistencia mecánica 10.3.

Diseño de variables para el proceso de adsorcion

Los tres componentes básicos de una planta de adsorcion son:  Torres adsorbentes  Equipo de regeneración y enfriamiento  Tuberías y equipos principalmente en función a la caída de presión disponible y al esquema de flujo deseado. En el diseño de estos componentes, las variables del proceso que deben ser consideradas son:  Ciclo tiempo/longitud  Rata de flujo de gas disponible  Capacidad del disecante- capacidad de diseño como capacidad útil o efectiva.  Punto de rocío requerido del flujo de agua de salida.  La cantidad total de agua que debe ser quitado  Los requisitos de la regeneración  La gota de presión aceptable 11. Proceso de Deshidratación con Tamices Moleculares. En sistemas de gas natural los más usados son los tamices moleculares, los cuales son formas cristalinas, que por lo general son silicatos que exhiben un alto grado de adsorción de agua. Permiten obtener un punto de rocío de –150°F y se pueden usar tanto para endulzar como para deshidratar el gas natural. Los tamices moleculares en su estructura forman cavidades que se conectan por poros uniformes de diámetros de 3 a 10°A,

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL dependiendo del tipo de tamiz. Como se elaboran de acuerdo a un tamaño de poro específico, los tamices moleculares permiten que la adsorción sea selectiva, es decir, se adsorben solamente las moléculas cuyo diámetro es menor que el tamaño del poro del tamiz molecular. Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos. El proceso de deshidratación del gas natural, con el uso de tamices moleculares no es más que la fijación del vapor de agua a la superficie del cuerpo sólido, es decir remover el vapor de agua de la corriente de gas por medio del contacto con una superficie sólida, las moléculas de agua son atrapadas en la superficie debido a las fuerzas intermoleculares. Tipos de tamices moleculares a) Las zeolitas Las zeolitas son cristales formados por unidades tetraédricas que contienen átomos de silicio o aluminio rodeados por cuatro átomos

de

oxígeno

que

se

unen

compartiendo vértices. La mayor ventaja de estos

materiales

es

que

poseen

una

estructura tridimensional. Tienen poros bien definidos de dimensiones moleculares con alta

superficie

interna,

extraordinaria

estabilidad térmica y elevada capacidad de intercambio iónico. Esta última característica aparece como resultado de sustituir algunos de los átomos de silicio de su estructura cristalina, por átomos de aluminio, lo que origina una carga negativa en la estructura que hay que compensar con cationes y protones. Las redes estructurales de las zeolitas poseen una gran cantidad de huecos y espacios vacíos de dimensiones moleculares (con diámetros que oscilan entre 2 y 10 Å) que impiden el paso de moléculas voluminosas a través de ellas. Es por esta razón que se consideran tamices moleculares. Los huecos de las zeolitas están ocupados por iones y moléculas de agua, los cuales poseen una libertad de movimiento considerable dentro de la estructura de las zeolitas. Esta movilidad permite el intercambio de los iones y/o moléculas de agua de las zeolitas, así

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL como la deshidratación reversible. La composición de las zeolitas, puede ser mejor descrita con base a tres componentes: una estructura tetraédrica, un catión de compensación y una fase adsorbida (en este caso moléculas de agua). Las zeolitas poseen propiedades únicas, las cuales dependen de su estructura cristalina, así como del tipo de cavidades internas, como tamaño y forma de los poros. Entre las propiedades que tienen las zeolitas se encuentran la capacidad de intercambio catiónico, propiedades de adsorción, estabilidad ácida, capacidad de intercambio amónico y resistencia al agotamiento con humedad. b) Tamiz molecular de carbón

Los

tamices

moleculares

de

carbón

se

diferencian de la mayoría de los adsorbentes comerciales utilizados para la separación de gases o líquidos. La selectividad de los primeros (los de carbón) se basan en el tamaño y forma de las

moléculas

adsorbidas

diferencias en las

cinéticas

que

producen

de

adsorción

mientras que en los segundos la selectividad proviene de las diferencias en el equilibrio de adsorción. Los tamices moleculares de carbón son materiales micro-porosos de dimensiones de poro-medio similares a las dimensiones cinéticas de la molécula de adsorbato, con capacidad de adsorción normalmente menor y distribución de micro-porosidad más estrecha que la de carbones activados típicos. Los valores de volumen de micro-poros que se recogen en la literatura para estos tamices moleculares de carbón nunca son superiores a unos 0,2 cm3/g. Una vez conocido que los carbones activados poseen propiedades de tamiz molecular debido en parte a sus poros en forma de rendija, es posible comentar que éstos tienen excelente selectividad de forma para moléculas planas, alta hidrofobicidad y una alta resistencia a ataques químicos tanto ácidos como básicos. Estas propiedades hacen de los carbones activados poseen ciertas ventajas respecto a las zeolitas como por ejemplo en la separación de CO2 y CH4 en presencia de H2O, que es aplicable en los yacimientos de CH4 con alta concentración de CO2 y H2O. Los tamices moleculares de carbón son

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL materiales útiles para la separación y purificación de mezclas de gases que han sido aplicados en una gran variedad de sistemas tales como: la preparación de tamices de O2 y Ar, de propileno y propano, purificación de H2 y N2, separación de N2 y O2 del aire, CH4 y N2, y de CH4 y CO2. Las propiedades más importantes de tamiz molecular de los adsorbentes de carbón como son, selectividad, velocidad de adsorción y capacidad de adsorción, pueden ser controladas por un número de factores que incluyen la naturaleza del precursor, condiciones de carbonización y activación de los materiales seleccionados bajo condiciones controladas, encogimiento del tamaño de los poros por tratamiento térmico de los carbones activados tras la activación y modificaciones superficiales como la eliminación de grupos superficiales que bloquean la porosidad, y depósito de carbón en los poros para reducir el tamaño de estos realizado con breas, resinas o craqueo de hidrocarburos. 11.1.

Características generales del proceso.

El gas húmedo al entrar a la planta pasa inicialmente por un separador (Scrubber) para remover todos los sólidos y líquidos. Posteriormente, el gas fluye hacia la parte superior de la adsorbedora que contiene un lecho desecante. Mientras una torre adsorbedora está deshidratando, la otra se está regenerando mediante una corriente de gas caliente. Durante la etapa de adsorción, el gas que va a ser procesado pasa a través del lecho adsorbente, en donde el agua es retenida selectivamente. Cuando el lecho se satura, se hace pasar una corriente de gas caliente en contra flujo al lecho adsorbente para su regeneración. Luego de la regeneración y antes de la adsorción, el lecho debe enfriarse, esto se logra circulando gas frío por el lecho de adsorción en la misma dirección de flujo; posteriormente, el mismo gas puede ser empleado para el proceso de regeneración. El cambio de lechos se realiza mediante un controlador de tiempo, el cual ejecuta los cambios en las operaciones a determinados tiempos dependiendo del ciclo; sin embargo, la duración de las diferentes fases puede variar considerablemente. Ciclos de tiempo demasiado largos, requieren grandes lechos y una inversión de capital adicional, pero de esta manera se incrementará la vida útil del lecho. Un ciclo normal de dos lechos, emplea alrededor de 8 horas para el ciclo de adsorción, 6 horas de calentamiento y 2 de enfriamiento para regeneración.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Esquema del proceso de deshidratación con desecantes sólidos.

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

Los tapones de agua dañan en cierto grado los tamices moleculares, para evitar estos tapones se debe utilizar un separador a la entrada de la planta, antes del absorbedoer. También hay que tener en cuenta que los cambios bruscos en la presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos de lecho debido al calentamiento y enfriamiento pueden causar compactación del empaque desecante, estos problemas pueden evitarse con un buen diseño mecánico. A continuación, se describirán aspectos y criterios para el diseño de Plantas de Deshidratación de Gas Natural. 

Condiciones de temperatura y presión

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL



Rangos de operación recomendados

12. Ventajas y Desventajas de los Procesos de Deshidratación. 12.1. Deshidratación por inyección de inhibidores Ventajas  Previene la formación de hidratos, en el interior de la boca del pozo.  Previene la cristalización de sulfuros dentro los equipos de producción.  Ofrece una protección contra la corrosión de los equipos. Desventajas  Se requiere altas presiones de operación  Alto costo de operación 12.2

Proceso de deshidratación por absorción

Ventajas  Sus presiones de vapor de agua son muy bajos.  Alta eficiencia de absorción  Fácil y regeneración económica  No corrosivos a los tubos y válvulas y ser no tóxicos  Se puede trabajar a temperatura que puede alcanzar es 475ºF  Presión de trabajo 50 y 75 psia  La eliminación de agua con glicol químico líquido es a través de la absorción.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Desventajas  El lubricante no puede estar en contacto con el glicol  En general, las torres muy altas son poco eficientes.  Algunos equipos que se utilizan en este tipo de plantas no son estandarizados  Impacto ambiental y otros. 12.3

Proceso de deshidratación por expansión refrigerada

Ventajas  Enfriamiento directo se basa en el hecho de que el contenido de vapor saturado de gas natural disminuye con la presión aumentada o disminuido de temperatura.  Este método es principio que la eliminación de la humedad del aire exterior como resultado de aire acondicionado dentro de una casa.  Los gases calientes saturada con agua puede ser parcialmente deshidratada por el enfriamiento directo. 12.4

Deshidratación por adsorción

Ventajas  Utiliza un desecante sólido para la eliminación de vapor de agua de una corriente de gas.  Alta velocidad de transferencia de masa de la remoción  Alta resistencia mecánica para resistir la trituración y la formación de polvo.  Fácil, regeneración económica. Desventajas  Requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande.  La adsorción se utiliza para los sistemas criogénicos para llegar a bajos contenidos de humedad.  El proceso de adsorción ocurre tanto en lechos fijos y en lechos móviles. 12.5

Proceso de deshidratación con tamices moleculares

Ventajas  Adsorben moléculas basados en polaridad y grado de saturación.  Son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas sustancias.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL  Menores puntos de rocío del agua a la salida, es decir deshidratan más. Desventajas  A mayor presión, menor será el volumen ocupado por el gas.  Un descenso drástico del punto de rocío, esto se logra con alta velocidad del fluido  A medida que se reduce el tamaño material de la partícula, se incrementa la superficie de absorción y por lo tanto la capacidad.  Los tapones dañan en cierto grado los lechos de tamices moleculares.

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INGENIERIA DE GAS NATURAL II PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ANEXOS A. Origen y Composición de los Hidratos de Gas. Cuando el gas natural deja el reservorio y fluye en el wellbore, el pozo tiene menor temperatura que el reservorio y el gas saturado con agua tiende a dejar esta como liquido condensado. Aunque la caída de presión también afecta al contenido de agua, su efecto es mucho menor que el de la temperatura. Un hidrato es una combinación “física” de agua con otras pequeñas moléculas para producir un sólido de apariencia “nieve” pero diferente estructura que el hielo. Existen tres reconocidas estructuras cristalinas de hidratos en ambas las moléculas de agua construyen el látice (cristal) y los hidrocarburos/nitrógeno/sulfuro de hidrogeno/dióxido de carbono ocupan las cavidades. Las moléculas más pequeñas (metano, etano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno se estabilizan en el centro de un cubo dando lugar a estructuras TIPO 1. B. IMÁGENES Proceso de deshidratación por inhibidores de inyección

Proceso de deshidratación por Tapiz Molecular

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