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• Michael Paz

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Tecnología del Gas Natural II 1 DESHIDRATACION DEL GAS

DESHIDRATACION DEL GAS INTRODUCCIÓN El gas natural generalmente contiene agua, en estado líquido y/o vapor procedente de la fuente y/o del endulzamiento con una solución acuosa. El contenido de agua en el gas debe ser reducido y controlado para asegurar un procesamiento y transporte seguro. Las principales razones para eliminar el agua del gas natural son: 1. El gas natural en las condiciones adecuadas puede combinarse con el agua libre para formar hidratos sólidos que pueden taponar válvulas, accesorios o incluso tuberías. 2. El agua puede condensar en la tubería, causando flujo tapón y posible erosión y 3. corrosión. 4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el contenido energético del gas. 5. Los transportistas y vendedores de gas deben lograr especificaciones con un máximo contenido de agua de 7 lb por millón de pies cúbicos (112 kg por millón de m3). Los separadores de agua ubicados cerca de la boca de pozo y en ubicaciones estratégicas eliminan la mayoría del agua libre arrastrada por el gas desde el pozo. Sin embargo, la remoción del vapor de agua que existe en solución en el gas natural requiere un tratamiento más complejo. Este tratamiento consiste en la “deshidratación” del gas natural, la cual se logra reduciendo la temperatura de punto de rocío de agua del gas. Existen muchos métodos para deshidratar el gas natural. Los más comunes son la deshidratación por líquidos desecantes (glicoles), la deshidratación por sólidos desecantes y deshidratación por refrigeración. Los dos primeros métodos utilizan la transferencia de masa de las moléculas de agua hacia un solvente líquido (solución de glicol) o hacia la estructura cristalina (desecación en seco). El tercer método emplea el enfriamiento para condensar las moléculas de agua y luego la subsecuente inyección de un inhibidor para evitar la formación del hidrato. Sin embargo, la elección del método de deshidratación generalmente se encuentra entre el glicol (absorción) y los desecantes sólidos (adsorción). JUSTIFICACION PARA LA DESHIDRATACION

DESHIDRATACION DEL GAS 1

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El proceso de deshidratación del gas natural, esta justificado, debido fundamentalmente a: - a) EVITAR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS en vista que estos componentes pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógico sería establecer las normas para evitar la formación de hidratos, en vista que si estos se llegan a formar los problemas operaciones se incrementan, ya que los hidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que se puede aplicar para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, con los cuales se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente: a.- Condiciones Primarias 1. El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del agua en el gas o en presencia de agua libre. 2. Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos 3. El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación. 4. Altas presiones a la temperatura de operación. b.- Condiciones Secundarias 1. Altas velocidades de los fluidos 2. Presiones pulsantes o inestables 3. Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación, y 4. Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos - La Formación de Hidratos en el Gas Natural

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Ocurre fundamentalmente, porque la humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con los hidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de la fuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la Planta, se origina una importante disminución de temperatura como consecuencia de la brusca expansión del gas, provocando la formación de hidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especie de nieve en la instalación. Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcan fuertes caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos hidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son : Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas. Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. En la formación de hidrato de hace presente una reacción química, entre el agua, que se condensado, por aumentos en presión o disminuciones de la temperatura, con los hidrocarburos volátiles. Una vez formados los hidratos, no hay posibilidad de eliminarlos, y la única forma de es sacarlos de la tubería. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica, como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:

TFH  1,57206P 0,86060,0474ln P 

(25)

En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado. Para el problema planteado de deshidratación, y como la presión tiene un valor de 2000 lpca, lo que significa que la temperatura de formación de hidratos es:70,5 F DESHIDRATACION DEL GAS 3

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- b) SATISFACER LOS REQUERIMIENTOS, PARA TRANSPORTAR GAS A LOS CENTROS DE CONSUMO Y DISTRIBUCIÓN Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene, hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida, y que respondan al destino que, ha sido establecido para el gas. Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas, debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (5- 7 lb H20/ MM PCN. Aunque, el máximo contenido de agua del gas depende del tipo de clima, ya que en climas fríos la cantidad aceptada es 1-2 lb de H20/ MM PCN. La cantidad 5-7 lb de H20 /MM PCN, es válida para climas tropicales, con ello se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F. Lo que significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que se produzca condensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura a la cual se condensa el agua, a una presión previamente establecida - c) EVITAR CRIOGÉNICOS.

LA CONGELACIÓN DEL AGUA EN LOS PROCESOS

Cuando el gas será utilizado en los procesos criogénicos. La norma válida para transportar gas por una tubería que es 7 lb H20/ MM PCN no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y será un impedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible en el gas debe de ser mucho menos. - d) EVITAR LA CONGELACIÓN DE AGUA DURANTE EL TRANSPORTE DEL GAS Cuando el gas natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería. Lo normal es que el ingeniero analice las condiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a la que se encuentren. PARÁMETROS QUE PARTICIPAN EN LA DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL Existen varios métodos para deshidratar el gas natural .La selección de un proceso, dependerá fundamentalmente del grado de deshidratación necesario y d la evaluación económica del proceso seleccionado. Los procesos más conocidos son: 4 DESHIDRATACION DEL GAS

Tecnología del Gas Natural II 5 DESHIDRATACION DEL GAS

- a) ENFRIAMIENTO DIRECTO El contenido de agua saturada en un gas decrece con el aumento de la presión o con una disminución de la temperatura. Por, lo tanto, gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por enfriamiento directo. Los gases sujetos a la compresión son normalmente enfriados antes de ir a la línea de distribución. Este proceso de enfriamiento puede remover agua del gas y es de naturaleza cíclica, ya que el fluido recibe calor del sistema a enfriar. El proceso de enfriamiento directo se lleva a cabo mediante el uso de refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos. Desde luego en este proceso de enfriamiento se puede remover agua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto, es porque el fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar. medio ambiente o se transmite a otro sistema, que actúa como receptor de esa energía calorífica. Cuando la energía calorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo. Los fluidos refrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano y Metano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquido que se acumula en los equipos. de enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efecto de JouleThomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de JouleThompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuando el gas es expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y Thompson   se define a través de la siguiente ecuación:

  T / P H

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- b) EXPANSIÓN DEL GAS A UNA BAJA PRESIÓN. En este proceso para obtener el El descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H) :Luego se puede concluir que: Cuadro 1 Constantes de R. BukaceK T(F) 60 66 72 78 84 90 96 102 108 114 120

A 12200 15000 18500 22500 27400 33200 39900 47900 57100 67900 80400

B 5,77 6,74 7,85 9,11 10,50 12,20 14,00 16,0 18,30 20,9 23,70

T(F) 62 68 74 80 86 92 98 104 110 116 122

A 13100 16100 19700 24100 29200 35300 42400 50800 60500 71800 84900

B 6,08 7,10 8,25 9,57 11,10 12,70 14,80 16,70 19,10 21,8 24,70

T(F) 64 70 76 82 88 94 100 106 112 118 124

A 14000 17200 21100 25700 31100 37500 45100 53900 64100 76000 89700

B 6,41 7,17 8,67 10,00 11,60 13,30 15,30 17,50 20,0 22,70 25,6

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126 132 138 144 150 156 162 168 174 180 186 192 198 204 210 216 222 228 234 242 248 254 260 320 380 440

94700 111000 130000 152000 177000 205000 236000 272000 312000 357000 407000 463000 525000 594000 671000 755400 848000 950000 1060000 1230000 1370000 1520000 1680000 4260000 9300000 18100000

26,9 30,30 34,20 38,50 43,20 48,40 54,10 60,30 67,10 74,80 82,70 91,40 101,00 111,00 122,00 134,00 148,00 162,00 177,00 198,00 216,00 235,00 255,00 543,00 1090,0 2130,0

128 134 140 146 152 158 164 170 176 182 188 194 200 206 212 218 224 230 236 244 250 256 280 340 400 460

100000 117000 137000 160000 186000 215000 248000 285000 326000 372000 425000 483000 547000 619000 690000 785000 881000 987000 1140000 1270000 1420000 1570000 2340000 5610000 11700000 22200000

28,0 31,6 35,60 40,00 44,90 50,20 56,10 62,50 69,50 77,20 85,80 94,80 104,00 115,00 126,00 139,00 152,00 166,00 187,00 204,00 222,00 242,00 333,00 692,00 1360,0 2550,0

130 136 142 148 154 160 166 172 178 184 190 196 202 208 214 220 226 232 240 246 252 258 300 360 420

106000 124000 144000 168000 195000 225000 259000 298000 341000 390000 443000 504000 570000 644000 725000 818000 915000 1020000 1190000 1320000 1470000 1630000 3180000 7270000 14700000

29,10 32,90 37,0 41,60 46,60 52,10 58,20 64,80 72,00 79,90 88,40 97,70 118,00 119,00 130,00 143,00 157,00 171,00 192,00 210,0 229,00 248,00 430,00 869,00 1700,0

el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un gas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de al Conducción, Conversión y Radiación La Expansión del gas a una baja presión, como forma de enfriamiento se puede realizar a través de dos diferentes procesos: 1.- Expansión Isentálpica Este proceso se utiliza cuando se necesita aumentar la recuperación de líquidos de un gas húmedo proveniente del pozo, por lo general con alta presión. En el proceso en flujo de gas húmedo es pasado a través de una válvula expansora, donde la temperatura del gas disminuye, con ello se logra que una fracción de los componentes intermisos y pesados presentes en la mezcla de gas natural se condensen. Luego los líquidos condensados son retirados del flujo de gas usando, para ello un separador de baja presión. El gas frío y seco se utiliza para preenfriar la corriente de gas húmedo que alimenta el sistema. 2.- Expansión Isentrópica. 6 DESHIDRATACION DEL GAS

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Este proceso se produce cuando la corriente de gas húmedo pasa a través de un turbo expansor. En este caso disminuye, ocurre una disminución de la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo, el cual se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución de la temperatura, que la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza para recuperar líquidos del gas natural. Este es el principal principio de los procesos criogénicos. Es necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es un proceso de mucho más efectividad, pero los costos de instalación de equipos, son mucho mayores. DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN. Este es uno de los procesos de mayor utilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo: 1. Alta afinidad pon el agua, y ser de bajo costo 2. Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo 3. Estabilidad para regeneración 4. Viscosidad baja, 5. Baja presión de vapor a la temperatura de contacto, 6. Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural 7. Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas. Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casos siguientes: Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en los equipos permanentes del manejo de gas. Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas, todo esto es muy necesario tener en cuenta para hacer una evaluación de la efectividad del proceso de deshidratación de una mezcla de gas natural. DESHIDRATACIÓN POR GLICOL (ABSORCIÓN) - INFORMACIÓN GENERAL

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Los más comunes y sus usos se describen a continuación: 1. MEG (Monoetilen glicol): alto equilibrio de vapor con el gas por lo que tiende a perderse en la fase gaseosa del contactor. Se utiliza como inhibidor de hidratos donde se pueden recuperar del gas mediante separación a temperaturas inferiores a 10 ºC. 2. DEG (Dietilen glicol): su alta presión de vapor lleva a altas pérdidas en el contactor. La baja temperatura de descomposición requiere temperaturas bajas de reconcentración (160 a 170 ºC) y por esto no puede obtenerse lo suficientemente puro para la mayoría de las aplicaciones. 3. TEG (Trietilen glicol): el más común. Se reconcentra entre 170-200 ºC en alta pureza. Si la temperatura del contactor supera los 50 ºC, existe una tendencia a altas pérdidas de vapor. Pueden lograrse disminuciones en el punto de rocío mayores a 80 ºC con gas de stipping. 4. TREG (Tetraetilen glicol): más caro que el TEG pero con menores pérdidas a temperaturas de contactor más altas. Se reconcentra entre 200220ºC. El TEG es por lejos el líquido desecante más común utilizado en la deshidratación del gas natural. Sus ventajas son: 

Se regenera más fácilmente a concentraciones de 98-99% en un stripper atmosférico debido a su alto punto de ebullición y a su alta temperatura de descomposición.



Tiene una temperatura inicial de descomposición teórica de 207 ºC, mientras que el DEG de sólo 164 ºC.



Sus pérdidas por vaporización son menores que las del MEG o DEG. Por lo tanto, el TEG puede ser regenerado fácilmente a altas concentraciones necesarias para alcanzar las especificaciones de punto de rocío de agua de los gasoductos.



Sus costos de capital y operativos son menores.

Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F, todo provoca que el uso de los glicoles en el proceso de deshidratación de gas natural, sea de mucha importancia, ya que es un 8 DESHIDRATACION DEL GAS

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proceso, que puede ser de alta eficiencia, siempre y cuando el proceso de maneje, dentro de los parámetros operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente. - LOS FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SELECCIÓN DEL GLICOL SON: a.- Bajo costo. El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca que sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria. b.- Viscosidad. un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace que los fluidos fluyan con dificultad. Luego se requiere conocer la concentración del glicol y la temperatura del trabajo del equipo deshidratador. c.- Reducción del Punto de Rocío (RDR). En el momento en que el glicol absorbe agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Este proceso el Descenso del Punto de Rocío (DPR).La reducción del (DPR) es influenciada por. La tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto glicol /gas en el tope del absorbedor, eficiencia de contacto del glicol pobre. Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 F y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 F. Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54F. Pero, esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P. En la (RDR), el agua pase antes a la fase líquida y el glicol simplemente la atrapa. EL (DPR) es en 90 F, mientras que si se utiliza (DEG) es 84F. Luego estas observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera seleccionar el tipo de glicol más apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que se va a deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta 65F, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto de Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth: Tr  d 

2335,0 xW M (100  W )

(29)

Donde: (d)= descenso del punto de rocío; (M)= peso molecular y (W)= concentración del glicol en la fase líquida en la relación %P/P. Este es un parámetro de gran importancia, ya que para que el proceso de deshidratación sea efectivo la concentración del glicol debe de ser alta. d.- Solubilidad del Glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además se puede demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del TEG es de quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 F, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta. DESHIDRATACION DEL GAS 9

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e.- Presión de Vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación. Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor se hace más alta. Para determinar las pérdidas por evaporización se utiliza la siguiente fórmula:  P   M  492  14,7  6 Pérdidas =  V  x    x1x10 760 379 492  T P      

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Donde: (PV) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol ;(T)= temperatura de operación en F y (P)= presión de operación en lpcm. - FACTORES DE DETERIORO DEL GLICOL Los principales factores de deterioro son: a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol; se produce por la presencia de los gases ácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas. b.- La solubilidad de las aminas en glicol; no depende del contenido de agua, y en ella hay que tener en cuenta lo siguiente: 1. Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio 2. La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el horno y se puede reutilizar c.- Contaminación con Sales; Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar sales de los pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, esto también produce problemas operaciones al proceso de deshidratación. d.- Formación de Espumas; Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del proceso de deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica, se considera que es mecánica, cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta en 20 libras y el glicol removido del sistema no forma espuma. La formación de espuma del tipo mecánico produce turbulencia. Es decir altas velocidades del gas a través del absorbedor. El otro tipo de espuma es de 1 DESHIDRATACION DEL GAS 0

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tipo químico. El espumaje tipo químico se puede detectar batiendo el glicol en una botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico. Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. Los hidrocarburos pueden entrar al sistema de glicol si el separador de entrada esta dañado, como también si se permite que la temperatura del glicol pobre este por debajo de la temperatura de entrada del gas al separador, con lo cual se condensan los hidrocarburos pesados en la unidad. En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre la verdadera causa de la formación de espumas. e.- Absorción de Hidrocarburos; Si el punto de rocío de los hidrocarburos es alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de aromáticos. f.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol; Esto permite conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol- agua. - PRINCIPALES EQUIPOS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN a.-Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibrios dinámicos. b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente directa o indirecta. c.- Filtros. En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de un aparato para determinar la temperatura del glicol pobre. - DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Como muestra la Figura 9-3, el gas natural húmedo entra primero a un separador para removerle los hidrocarburos líquidos. Luego el gas fluye hacia el absorbedor (contactor) donde se contacta mediante contracorriente y se seca con TEG. El TEG también absorbe compuestos orgánicos volátiles que vaporizan con el agua en el reboiler. El gas natural seco que sale del absorbedor pasa directo a un intercambiador de calor gas/glicol y luego a la tubería de transporte. El glicol húmero o “rico” que sale del absorbedor pasa por los tubos del acumulador donde se precaliente con el glicol seco caliente. Luego del intercambio de calor DESHIDRATACION DEL GAS 1 1

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glicol/glicol, el glicol rico entra a la columna de stripping y fluye a través del lecho empacado hacia el reboiler. El vapor generado en el reboiler despoja el agua absorbida y los compuestos orgánicos volátiles del glicol a media que sube por el lecho. El vapor de agua y el gas natural desorbidos se ventean por la cabeza del stripper. El glicol seco regenerado que está caliente sale del reboiler hacia el acumulador donde se enfría debido al intercambio con el glicol rico que retorna, luego se bombea hacia el intercambiador de calor glicol/gas y se retorna al tope del absorbedor.

DESHIDRATACIÓN POR DESECANTE SÓLIDO (ADSORCIÓN) - INFORMACIÓN GENERAL Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas de la superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son atraídas, por las moléculas de 1 DESHIDRATACION DEL GAS 2

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la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida El proceso de adsorción puede ser físico o químico. a.- Adsorción Química. En este caso los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural b.- 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 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. - MATERIALES UTILIZADOS EN LA ADSORCIÓN DE AGUA EN EL GAS NATURAL Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado. a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 310 angstroms (3-10 A). 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. Sus características son: DESHIDRATACION DEL GAS 1 3

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Es capaz de deshidratar hasta contenidos menores a 0,1 ppm de agua.

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Es la elección casi obligada para la deshidratación previa a los procesos criogénicos (recuperación LGN).

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Excelente para la remoción de H2S, CO2, deshidratación, deshidratación a alta temperatura, hidrocarburos líquidos pesados, y eliminación altamente selectiva.

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Más caro que el gel de sílice, pero ofrece mejor deshidratación.

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Requiere temperaturas más altas de regeneración, por lo tanto tienen mayor costo operativo.

b.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio  Al 2 0 3  . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables en los puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100F). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio Si0 2  y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos. El gel de sílice (nombre genérico de un gel manufacturado a partir de ácido sulfúrico y silicato de sodio) es ampliamente utilizado como desecante. Se caracteriza por lo siguiente: 

Es el más adecuado para la deshidratación normal del gas natural.

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Se regenera más fácilmente que los tamices moleculares.

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Tiene mayor capacidad de agua, puede absorber más del 45% de su peso en agua.

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Cuesta menos que un tamiz molecular.

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 Es capaz de lograr puntos de rocío menores a -95 ºC. d.- Carbón Activado. El carbón activa es un producto tratado y activado químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural, tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural, al utilizar este componentes hay que tener cierto cuidado, ya que al parecer tiene problemas ambientales, que hay que controlar. - EJEMPLO DE UN PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL POR ADSORCIÓN. En este proceso el fluido al secarse es pasado a través de una torre empacada. Tal como se muestra en la figura 18.

La figura 18 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural por adsorción En figura 18 se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, en la otra se regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope de la torre de adsorción En el fondo se obtiene gas seco. El gas que deja la torre de regeneración se enfría y se le hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos. - PROBLEMAS OPERACIONES EN EL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA ADSORCIÓN CON TAMICES MOLECULARES 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 DESHIDRATACION DEL GAS 1 5

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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. El problema más común para los lechos es la contaminación del tamiz con hidrocarburos pesados, para evitarlo deben de utilizarse filtros o lechos de bauxita aguas arriba del absorberdor, de tal forma de poder mantener el proceso con una alta eficiencia, y que además no se vean involucrados otros procesos. - DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El esquema de flujos de un proceso de deshidratación basado en absorbentes típico se muestra en la Figura 9-7.

El proceso se conduce alternativa y periódicamente, con cada lecho pasando por etapas sucesivas de adsorción y desorción. Durante el paso de adsorción, el gas a ser procesado se envía a un lecho adsorbente, que retiene selectivamente el agua. Cuando el lecho se satura, se envía gas caliente para regenerar al adsorbente. Luego de la regeneración y antes del paso de adsorción, el lecho debe ser enfriado. Esto se logramediante el paso de gas frío. Luego del calentamiento, este mismo gas puede ser utilizado para regeneración. En estas condiciones, se necesitan cuatro lechos en la operación cíclica para que el secado de gas sea continuo: dos lechos operando simultáneamente en ciclos de adsorción o secado de gas, un lecho en ciclo de enfriamiento, y otro en ciclo de regeneración. En la operación más simple (la que se muestra en la figura), un 1 DESHIDRATACION DEL GAS 6

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lecho opera en adsorción, mientras el otro opera en desorción, ambos lechos se intercambian periódicamente. En el ciclo de secado del gas, el gas de entrada húmedo pasa primero a través de un separador donde se eliminan los líquidos libres, la niebla arrastrada, y las partículas sólidas. Esta es una parte importante del sistema porque los líquidos libres pueden hacer que e sistema colapse. Esto lleva a una mayor caída de presión y a la formación de canales disminuyendo el rendimiento global de la unidad. Si la unidad de adsorción está agua debajo de una unidad de aminas, de una unidad de glicol, o de compresores, se requiere un filtro separador. Además del uso de un separador para maximizar la eliminación de gotas de agua, puede utilizarse una capa de protección (igual al 10-20% del volumen del lecho) de un adsorbente estabilizador de agua especializado, que se coloca por sobre el lecho adsorbedor principal. En el ciclo de adsorción, el gas húmedo de entrada generalmente fluye desde arriba hacia debajo de la torre. En cualquier momento dado, al menos una de las torres estará adsorbiendo mientras que las otras estarán en proceso de calentamiento o enfriamiento para regenerar el desecante. Cuando una torre se cambia al ciclo de regeneración, algo de gas seco se calienta hasta temperaturas entre 230-315 ºC en un calentador de alta temperatura y se envía hacia la torre para eliminar el agua adsorbida anteriormente. A medida que la temperatura dentro de la torre aumenta, el agua capturada dentro de los poros del desecante se transforma en vapor y se absorbe por el gas natural. Este gas sale por encima de la torre y se enfría mediante el enfriador del gas de regeneración. Cuando el gas se enfría el nivel de saturación del vapor de agua baja significativamente y el agua condensa. El agua se separa en el separador de gas de regeneración y el gas de regeneración saturado y frío se recicla para ser deshidratado. Una vez que el lecho está “seco”, es necesario hacer circular gas frío a través de la torre para retornarla a temperaturas de operación normal (entre 38 y 50 ºC) antes de ponerla en servicio. El gas de enfriamiento puede ser tanto gas húmedo como gas que ya ha sido deshidratado. Si se utiliza gas húmedo, debe deshidratarse antes de ser utilizado como gas de enfriamiento. El cambio de lechos se controla mediante un controlador de tiempo que realiza las operaciones de cambio a tiempos específicos del ciclo. La duración de las diferentes etapas puede variar considerablemente. Los ciclos de tiempo más largos requieren lechos más grandes y mayor inversión de capital pero aumentan la vida del lecho. Un ciclo típico de dos lechos puede tener un período de adsorción de 8 h con 6 h de calentamiento y 2 h de enfriamiento para la regeneración. Un tiempo de adsorción de 16 h en una unidad con tres lechos, dos en adsorción y uno en regeneración, hace un ciclo total de 24 h, lo que da una buena garantía de 3 años. DESHIDRATACION DEL GAS 1 7

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Los adsorbedores pueden utilizar aislación interna o externa. El propósito principal de la aislación interna es reducir los requerimientos totales del gas de regeneración y los costos (a pesar de que el costo de inversión es mayor). La aislación interna elimina la necesidad de calefaccionar y enfriar las paredes de acero del recipiente adsorbedor. Normalmente, se utiliza una capa de refractario moldeable como aislación interna. El refractario debe ser aplicado y curado apropiadamente para evitar roturas que permitirían que el gas húmedo realice un by-pass del lecho desecante.

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