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• Yucci Rivero

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2.1

GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos sencillos que generalmente se encuentran en depósitos subterráneos profundos formados por rocas porosas. Puede hallarse solo o en asociación con petróleo crudo o condensado de hidrocarburos. La naturaleza de sus compuestos puede ser orgánica o inorgánica. El principal componente del gas natural es el metano (CH 4), aunque también contiene cantidades menores de otros gases como el etano (C 2H6), propano (C3H8), butano normal (C4H10), iso butano (C4H10), pentano normal (C5H12), iso pentano (C5H12), hexanos (C6H14), heptanos y algunos componentes más pesados (C7), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), en muchos casos agua (H2O) y en pocas ocasiones nitrógeno (N2), helio (He) y mercurio (Hg ). [1] Estos compuestos en forma individual tienen características distintas unos de otros, ésta diferencia en las propiedades físicas es la que permite separar los componentes en compuestos puros. El metano es el más liviano o tiene la densidad relativa menor de todos los hidrocarburos y a medida que se desciende en la lista los componentes son más pesados. El metano, etano, propano y butanos son gases a 60 °F y presión atmosférica. Son llamados componentes livianos. Los pentanos y más pesados son llamados componentes pesados. [2] 2.1.1 Propiedades Físicas Cada componente del gas tiene diferentes propiedades, siendo las más importantes:  Punto de ebullición: es la temperatura a la cual un líquido hierve a la presión atmosférica. La temperatura de ebullición del agua es 212 °F a presión atmosférica. La diferencia en el punto de ebullición es lo que hace posible la separación de los diferentes hidrocarburos en el proceso de fraccionamiento. La presión ejerce un papel fundamental sobre el punto de ebullición. Por ejemplo, a presión atmosférica el propano hierve a - 43.7 °F, pero si está contenido en un recipiente a 175 psi, su temperatura de ebullición aumentará a 100 °F. Para todos los hidrocarburos el punto de ebullición aumentará si se incrementa la presión. El punto de ebullición es también la temperatura a la cual el vapor de un componente puro condensará. Por ejemplo, el agua ebulle a 212 °F y el vapor de agua condensará a 212 °F. [2]  Presión de vapor: si el vapor y el líquido de un componente puro están en equilibrio, la presión de equilibrio se denomina presión de vapor. A una temperatura dada, sólo hay una presión en la que las fases líquida y vapor de una sustancia pura pueden existir en equilibrio. Desde luego cualquiera de las dos fases puede existir dentro de un intervalo de condiciones amplio. [3] Cuando se lee la presión en un manómetro de un separador parcialmente lleno con algún hidrocarburo, se está leyendo la presión de vapor del líquido en el recipiente.

La presión de vapor depende de la temperatura y la composición del líquido; y en una mezcla de hidrocarburos, equivaldrá a la suma de las presiones parciales de cada componente en proporción al porcentaje del mismo en la mezcla. Una de las aplicaciones más importantes de éste concepto, es que con él se fijan las presiones de operación de todos los equipos de la planta. La presión de operación de una torre fraccionadora es fijada por la presión de vapor del producto que sale por el tope a su temperatura de condensación. [2]  Límites de flamabilidad: son la mínima y máxima concentración de hidrocarburos en el aire que lo encenderá. La concentración de hidrocarburos en el aire debe estar entre los límites para que la mezcla se encienda. Los límites de flamabilidad del metano son 5 - 15 %. Esto significa que una mezcla de metano en aire debe contener más de 5 % y menos de 15 % de metano para que se encienda. [2]

La zona sombreada donde es donde comienza la inflamación

 Contenido de agua en el gas: el gas natural contiene agua en forma de vapor. La cantidad de agua contenida depende de la temperatura y la presión del gas. Una forma comúnmente usada para expresar el contenido de agua en el gas es el Punto de Rocío, éste es la temperatura a la cual el agua condensará desde el gas, la Humedad Relativa del gas a su punto de rocío es 100 %. [2]

2.2 ACONDICIONAMIENTO DEL GAS NATURAL Tal y como se mencionó anteriormente, el gas natural es una mezcla en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos cuyos componentes pueden ser agrupados de acuerdo a su grado de volatilidad y peso molecular en tres categorías: componentes livianos (metano y etano), componentes intermedios (propano, butano normal, iso- butano) y componentes pesados (pentano normal, Iso-pentano, heptanos y más pesados). El grupo de los livianos constituye el 80 a 90 % de la mezcla, el de los intermedios entre el 5 y el 10 % y el de los pesados entre el 1 y el 5 %. Esta clasificación es de suma importancia debido a que los diferentes grupos una vez separados y licuados forman grupos de producto de mucho valor para la industria, como son el gas natural licuado (GNL), proveniente de los componentes livianos, una mezcla de etano y metano; los líquidos del gas natural (LGN), provenientes de los componentes intermedios; el gas licuado del petróleo (GLP), una mezcla de propanos y butanos, y la gasolina natural proveniente de los componentes pesados. Para realizar la licuefacción o separación selectiva de los grupos del gas natural, generalmente se emplea una o alguna combinación de las siguientes operaciones básicas: refrigeración, absorción y destilación fraccionada, además de las operaciones complementarias de transferencia de calor, bombeo y compresión de fluidos. [1] 2.3 LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL La industria de procesos del gas natural consta de una serie de etapas que tienen la finalidad de recuperar compuestos de interés comercial, o simplemente proteger equipos aguas abajo que puedan ser afectados por la presencia de un compuesto en el gas. 2.4 LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) Son productos originados como consecuencia del procesamiento de dicho gas y están formados por etano, propano, butano y otros hidrocarburos más pesados, que se utilizan en el mercado interno como combustible y materia prima. Sus propiedades son las del metano líquido, modificadas ligeramente por componentes menores. Una de las propiedades que lo diferencia de los líquidos del gas del petróleo es su baja temperatura crítica, cerca de -73 °C (-100 °F). Esto significa que el gas natural no puede licuarse a temperatura ambiente por el simple aumento de la presión como ocurre en el caso del LGP; pues tiene que enfriarse por debajo de su temperatura crítica para lograr su licuefacción, y estar bien aislado para conservarse en estado líquido. Una gran ventaja que tienen los líquidos del gas natural es su

almacenamiento y embarque, debido a que 0,03 m3 (1pie3) de metano líquido a -162 °C (-260 °F) es aproximadamente igual a 18 m 3 (630 pie3) de metano gaseoso. [4] 2.5 CONTENIDO LÍQUIDO DE UN GAS (GPM) También se conoce con el nombre de “riqueza de un gas”. Se define como el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1.000 pies cúbicos normales de gas natural. Se expresa generalmente con las letras GPM. Es un factor muy usado y conocido principalmente en problemas relacionados con plantas de extracción de líquidos del gas natural. Debido a que solo el propano y compuestos más pesados, pueden en la práctica recuperarse como líquidos, el metano y el etano no se consideran al calcular el contenido de líquido, GPM, del gas natural. [5] 2.6 GAS ÁCIDO Un gas transportado o destinado al consumo doméstico, que contenga más de 0,25 granos de H2S por 100 pies cúbicos ó 4 ppmv se considera un gas ácido. Si este gas es usado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o para motores de compresores, se puede aceptar hasta 10 granos de H 2S por 100 pies cúbicos. Las normas CSA, específicamente, la N° 2184, para tuberías, define un gas ácido, como aquel que contiene más de un grano de H2S / 100 pies cúbicos de gas, lo cual es igual a 16 ppm. La definición de gas ácido aplica también al contenido de CO 2, el cual no es tan indeseable como el H2S. Generalmente es práctico reducir el contenido de CO 2 por debajo del 2 % molar. La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene < 4 ppm de H2S; < 3 % de CO2 y < 6 a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos, a condiciones normales. [6] 2.7 CORROSIÓN Se define como el deterioro de un material metálico a consecuencia de un ataque químico por su entorno. Siempre que la corrosión esté originada por una reacción química, la velocidad a la que tiene lugar dependerá en alguna medida de la temperatura, la salinidad del fluido y las propiedades de los metales en cuestión. Este fenómeno, al que se da el nombre de corrosión se manifiesta mas evidentemente en los cuerpos sólidos como son los metales, las cerámicas, los polímeros artificiales, los agregados y los minerales fibrosos de origen natural y, consiste básicamente en la perdida del equilibrio en las fuerzas cohesivas. Las fuerzas que mantienen la cohesión de la materia sólida son de naturaleza eléctrica. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en cualquier instalación de procesamiento de gas natural. La combinación de H 2S y CO2 con agua, en la práctica asegura condiciones corrosivas dentro de cualquier instalación. En general las corrientes con alta relación H2S/ CO2 son menos corrosivas que las que tienen muy poca cantidad de H 2S en presencia de CO2. [6]

2.8 HIDRATOS Los hidratos del gas natural están compuestos principalmente de hidrocarburos y agua, aunque algunos gases como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono también los forman. Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, a una temperatura bien por encima del punto de congelamiento del agua, toman apariencia de nieve .Son producto de una reacción entre el gas natural y el agua. Su composición es aproximadamente un 10 % de hidrocarburos y un 90 % de agua, su gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. [7] Ésta mezcla puede bloquear completamente una tubería o un recipiente, creando una severa caída de presión, interrupción de flujo o una rotura. La formación del hidrato puede ser prevenida removiendo la cantidad de agua apropiada del gas, si eso ha fallado se puede adicionar al gas, metanol. La forma más rápida de destruir al hidrato es reducir la presión en el sistema, el hidrato se descongelará y se vaporizará cuando se alcance la presión apropiada durante la despresurización. [2] • • • • • • • •

Las condiciones para la formación de hidratos son: [7] Baja temperatura. Alta presión. Gas con agua libre o cerca del punto de rocío. Alta velocidad. Cualquier agitación. Pulsaciones de presión. Introducción de cristales de hidratos. La presencia de termopozos o escamas en la tubería.

La formación inicial de un hidrato depende de la presencia de agua libre pero se propagan en el vapor de agua. • La formación de hidratos en las tuberias puede ocasionar el cierre completo de la misma, impidiendo el paso del gas o como mínimo disminuye la capacidad de flujo, congela las válvulas de control, tapona orificios y causa otros muchos problemas de operación. • Las condiciones a las cuales se pueden formar hidratos son: Altas presiones, bajas temperaturas y presencia de agua líquida. Se puede calentar el gas a temperaturas por encima de la de formación de hidratos, pero esto es poco práctico y poco económico en el transporte normal del gas en tuberías. Por lo tanto para prevenir la formación de hidratos, se remueve el agua de la corriente gaseosa, hasta alcanzar un punto de rocio por debajo de la temperatura mas baja que se pueda alcanzar durante el transporte del mismo.

2.8 DETERMINACIÓN DE HIDRATOS: Con la figura 5. Anexo A, se puede determinar el contenido de agua de un gas a condiciones de saturación en función de la presión y la temperatura. La figura 6 del anexo A, nos muestra la influencia de la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono sobre el contenido de agua y en las figuras 7 y 8 del mismo anexo, se presentan las correcciones debidas a la presencia de estos gases. La ecuación para la corrección sería:

WTOTAL = YHID*WHID +YH2S*WH2S +YCO2*WCO2

OPCIONES PARA EL CONTROL DE HIDRATOS Y DESHIDRATAR METANOL INHIBIR QUIMICAMENTE INHIBIR GLICOL INHIBIR TERMICAMENTE GAS HÚMEDO (CRUDO) ETILENGLICOL LÍQUIDO

DIETILENGLICOL TRIETILENGLICOL

DESHIDRATAR ALUMINA ACTIVADA LECHO SECO SILICA GEL TAMICESMOLECULARES

2.9. Tipos de agentes deshidratantes: Durante más de 50 años, los glicoles han sido empleados en una gran variedad de maneras para el tratamiento del gas natural con el objetivo de reducir el punto de rocío de agua. Aunque otros sistemas de deshidratación (refrigeración, desecantes sólidos y membranas) poseen aplicaciones características, el empleo de glicoles sigue siendo el sistema más difundido. Los desecantes líquidos más utilizados son los glicoles. [9]. El dietilenglicol y el trietilenglicol: •

En los últimos cuarenta años se han venido utilizando soluciones de glicol para deshidratar gases naturales, En los primeros tiempos se utilizaron soluciones de dietilenglicol con las cuales se obtenían depresiones del punto de rocío en el orden de los 20 a 40ºF. El trietilenglicol se comenzó a utilizar en los años cincuenta ya que su punto de ebullición al ser más alto proporcionaba mayor separación del agua y mayores depresiones del punto de rocío sin degradación térmica al regenerarlo.

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Si las condiciones del pozo y los requerimientos deseados del punto de rocío, indican la necesidad de depresiones del punto de rocío no superiores a los 70ºF, una unidad con de 4 a 5 platos será adecuada en conjunto con un rehervidor capaz de proveer una concentración de glicol del 98.5%. Depresiones del punto de rocío en el orden de 70 a 90ºF pueden alcanzarse en unidades convencionales con un mayor número de platos, una tasa de circulación de glicol mayor y temperaturas en el rehervidor en el orden de los 400ºF como máximos se necesitan depresiones del punto de rocío superiores a los 90ºF se hará necesaria la utilización de equipo especializado de deshidratación con glicol. Si se utiliza la regeneración al vacío, pueden alcanzarse concentraciones de glicol en el orden de los 99.9%; esto en conjunto con un absorbedor de 7 a 14 platos originará depresiones del punto de rocío en el orden de los 140ºF. Las unidades de deshidratación con el uso de vacío no son muy frecuentes debido a su alto costo y a que no se tienen disponibles fuentes de vacío adecuadas. La adición de un gas de despojamiento en el regenerador removerá agua adicional del glicol parcialmente deshidratado. Se puede utilizar el gas que proviene de bombas y separadores, así como también gas de otras fuentes puede utilizarse para estos propósitos. Se han reportado depresiones del punto de rocío en el orden de los 160ºF y concentraciones de glicol del 99.97 con el uso de gas de despojamiento.

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Existen muchas clases de glicoles, pero los más utilizados en la deshidratación del gas natural son: el etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG) y trietilénglicol (TEG), sin embargo casi un 100 % de los deshidratadores con glicol usan TEG. Los factores que influyen para la selección del glicol son: [7] • Costos. • Viscosidad por debajo de 100- 150 Cp. • Reducción del punto de rocío.

• Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos. • Punto de congelamiento de la solución agua- glicol. • Presión de vapor • Temperatura de las fases líquida y gaseosa en el separador de baja temperatura. Relación gas / hidrocarburos líquidos

2.11. ABSORCIÓN Esta es una operación unitaria en la que una mezcla gaseosa se pone en contacto con un líquido con el fin de disolver de manera selectiva uno ó más componentes de la fase gaseosa y obtener una dilución de dichos componentes en la fase líquida. Los equipos utilizados para poner en contacto una corriente gaseosa con una líquida en forma continua puede ser una torre empacada, rellena con material de empaque sólido regular o irregular, una columna de platos que contiene varios platos perforados o de burbuja y tapón. Una torre o cámara vacía, donde se rocía el líquido, una columna de paredes húmedas o un recipiente con agitación o rocío. Por lo general, las corrientes de gas y líquido se pasan a contracorriente para obtener la velocidad de absorción máxima. Ciertos líquidos poseen la capacidad de absorber agua del gas, éstos deben ser: altamente higroscópicos, no solidificar en la solución concentrada, no corrosivos, no precipitar con los constituyentes del gas, ser fácilmente regenerados a altas concentraciones, fácilmente separados, esencialmente insolubles en hidrocarburos líquidos y relativamente estables en la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono, bajo condiciones normales de operación. • •

Existen muchos procesos para la remoción del agua de manera que alcance las especificaciones de tubería. Los más importantes son la remoción con líquidos y la remoción con sólidos. En relación a la remoción con líquidos, estos deben tener ciertas características para poder utilizarlos con este fin. Tales características son: • Alta afinidad por el agua • Bajo costo • No ser corrosivo • Ser estable con respecto a los otros componentes del gas. • Ser estable durante la regeneración. • Viscosidad baja o moderada. • Facilidad de regeneración. • Baja presión de vapor a la temperatura de contacto. • No solubilizar los otros componentes del gas natural. Tener poca tendencia a formar espumas.

2.12 DESHIDRATACIÓN La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos: • Absorción; usando un líquido higroscópico como el glicol. • Adsorción; utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular, gel de sílice (Sílica gel ) y aluminatos. • Inyección; bombeando un líquido reductor del punto de rocío, como el metanol. • Expansión; reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión y luego separando la fase líquida que se forma. [7] La deshidratación es el proceso utilizado para remover vapor de agua del gas natural y de los líquidos del gas natural (LGN). Es requerida para: [8]

• Prevenir la formación de hidratos y la condensación de agua libre en el proceso y durante las facilidades de transporte. • Tener el contenido de agua en especificación. • Prevenir la corrosión 2.13 CARACTERÍSTICAS DEL TRIETILENGLICOL Formula: OCH-CH-O(CH-CHOH)2 Peso molecular: 150.17 Descripción Líquido claro e higroscópico prácticamente inodoro e incoloro. Aplicaciones: Su alto punto de ebullición y excelentes propiedades de solubilidad, aunados a su baja volatilidad y baja toxicidad han contribuido a su amplio uso como solvente y plastificante. Dado que posee dos grupos éter y dos hidroxilos, es un buen solvente de la nitrocelulosa y de gomas y resinas. Es miscible con el agua y varios solventes orgánicos, por lo que es aplicado en la formulación de tintes, aditivos textiles, tintas de imprenta etc. Es muy usado en la plastificación del corcho y derivados de celulosa, resinas, pegamentos, etc. donde no solo provee la deseada resilencia sino que ayuda a conservarla por largo tiempo. Además, es utilizado como materia prima en la elaboración de plastificantes aplicable a PVC y cauchos sintéticos, entre otros. Es un eficaz agente higroscópico, por lo que se le utiliza como deshumidificador de las corrientes de gas natural y de corrientes de aire que no requieren refrigeración de comodidad. La “Administración de la industria alimenticia y farmacéutica” (FDA) de los EUA aprueba su uso en la fabricación de adhesivos, recubrimientos resinosos y poliméricos, papel y cartón, celofán, cierres y tapas y pesticidas que estarán en contacto con alimentos. Existen otros tipos de glicoles MEG - Monoetilén-glicol, se emplea para inyectar en gasoductos con el propósito de inhibir la formación de hidratos. Una alternativa efectiva en costo al Metano para flujos mayores, puede ser fácilmente regenerado con mínima pérdida de vapor. No logra alcanzar bajos puntos de rocío. DEG - Dietilén-glicol, puede ser empleado para inyección y deshidratación, pero es una solución de compromiso en cuanto a rendimiento entre los glicoles especializados. TEG - Trietilén-glicol - es el glicol de empleo más común para la deshidratación y regeneración en circuito cerrado. Puede lograr puntos de rocío muy bajos y las pérdidas más bajas de vapor. TTEG - Tetraetilén-glicol, es un compuesto muy estable pero tiene la menor afinidad con el agua motivo por el cual se emplea muy poco en forma comercial. TEG. DESHIDRATACIÓN MODERNA CON GLICOL Las primeras unidades de Glicol eran simples. Una columna vertical conteniendo bandejas de burbujeo se empleaba como torre secadora de gases, y un simple intercambiador de calor, columna rectificadora y un rehervidor calentado por gas regeneraba el glicol casi puro, el cual era

bombeado de regreso para cerrar el circuito. A medida que crecía la necesidad de mayor rendimiento y menores pérdidas de glicol, se introdujo la rectificación del gas, seguido por empaquetaduras más eficientes para las columnas, reemplazando a las bandejas de burbujeo. Luego se introdujeron entradas para el gas y dispositivos extractores de nieblas más sofisticados. Los sistemas para calentamiento, filtración e intercambiadores también mejoraron.

DIAGRAMA DE DESHIDRATACIÓN

T=119º F

Glicol Pobre 120GPM

Gas Tratado T=10 8ºF

Vapor T=218ºF

2-5lb/MMPCN

Gases de Escape

Al Quemado r T=22 7ºF

T=27 5ºF

Contact or de TEG

Combusti ble T=40 0ºF

T=10 0ºF Separador de entrada 470MMPC ND 120ºF 1200LPCN 94lb/MMP CN

Glicol Rico

Tanque de venteo

Intercambiad or Glicol-Glicol

Figura 1.4. DESHIDRATACIÓN CON TEG, ANÁLOGO AL USADO EN PIGAP. CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN

2.14. DESHIDRATACIÓN DE GAS GLICOL - KCC™ SISTEMAS DE SEPARACIÓN DE EFICIENCIA COMPROBADA Plantas de diseño avanzado para deshidratación de gas glicol para uso en campos petrolíferos y costas afuera. Tratamiento de Gas Glicol Desarrollado luego de varios años de diseño y experiencia en operaciones, las Unidades de Deshidratación de Gas con TEG (GDU'S) de Petreco incorporan las características y el equipo más recientes, brindando los beneficios de máximo rendimiento y confiabilidad. Diseñados para ser instalados en tierra, costa afuera y aún en unidades flotantes de producción, los GDU de Petreco se hallan instalados en algunos de los ambientes más severos del mundo. Evolución de los GDU con TEG Las primeras unidades de Glicol eran simples. Una columna vertical conteniendo bandejas de burbujeo se empleaba como torre secadora de gases, y un simple intercambiador de calor, columna rectificadora y un rehervidor calentado por gas regeneraba el glicol casi puro, el cual era bombeado de regreso para cerrar el circuito. A medida que crecía la necesidad de mayor rendimiento y menores pérdidas de glicol, se introdujo la rectificación del gas, seguido por empaquetaduras más eficientes para las columnas, reemplazando a las bandejas de burbujeo. Luego se introdujeron entradas para el gas y dispositivos extractores de nieblas más sofisticados. Los sistemas para calentamiento, filtración e intercambiadores también mejoraron. Highspeedtray™ de Petreco, que emplea tubos de torbellinos, logra una reducción en el tamaño aún mejor, como puede verse más abajo, mientras que logra reducir el resto de impureza a 2 ppm. Experiencia Probada • Operación Confiable • Rendimiento Superior Deshidratación de Gas Glicol - KCC Las unidades de regeneración logran emisiones ultra bajas gracias a la tecnología de bajo consumo de gas rectificador, empleando nuestro Ultra Stripper, nuestro Sistema de Recuperación de Gas de Rectificación o nuestros Sistemas de Recuperación de Bajo Punto de Rocío BTX, fabricados bajo licencia de Intercambiadores de calor compactos calentadores eficientes aseguran que la eficiencia térmica es extremadamente alta, mientras que filtración moderna y tecnología de monitoreo del estado del glicol aseguran larga vida para el TEG. Petreco tiene la solución para el tratamiento de gases que contienen: Metanol, Mercurio, H2S, CO2 y muchos otros contaminantes.

Amplio Rango en Rendimiento Adecuado para presiones desde menos de 20 hasta más de 250 bar y temperaturas del gas que varían entre 10° hasta 60º C, Petreco diseñará la GDU que reúna las condiciones para sus requerimientos específicos, pero laenvolvente del diseño significa que el rendimiento podrá ser garantizado con flujos que se repujan hasta cero. Lineamientos para el Diseño Para un diseño rápido de un Sistema TEG que emplea tecnología estándar, emplear los siguientes lineamientos: El diámetro de la unidad absorbente puede calcularse empleando un factor K para el gas igual a 0.1 m/s. La carga de calor de la unidad regeneradora es generalmente igual a 2 - 3 veces el calor latente del agua que se elimina. Aplicaciones Adaptables Las GDU de TEG son muy adaptables y tolerantes a: Ubicación - en tierra, costa afuera, instalaciones flotantes y árticas. Fuente de calor - pueden proveerse rehervidores alimentados con energía eléctrica, vapor, aceite combustible o gas. Cero energía externa o servicios públicos - el gas seco puede cumplir con todos los requisitos.

Las unidades de regeneración logran emisiones ultra bajas gracias a la tecnología de bajo consumo de ga rectificador, empleando nuestro Ultra Stripper, nuestro Sistema de Recuperació de Gas de Rectificación o nuestro Sistemas de Recuperación de Bajo Punto de Rocío BTX Intercambiadores de calor compactos calentadores eficientes aseguran que la eficiencia térmica es extremadamente alta, mientras que filtración moderna y tecnología de monitoreo del estado del glicol aseguran larga vida para el TEG. Petreco tiene la solución para el tratamiento de gases que contienen Metanol, Mercurio, H2S, CO2 y muchos otros contaminantes.

2.15. PROBLEMAS OPERACIÓNALES DESHIDRATACIÓN: • Formación de espumas • Corrosión • Arrastre • Enfriamiento inadecuado del glicol pobre

MAS

FRECUENTES

Gas tratado

EN

LA

Vapor

TL

Gases de escape

Al quemador TC

TC

LC

LC

A combustible

LC PC

LC

Gas de alimentación

PC

SUBSISTEMA: TRATAMIENTO DE DESHIDRATACIÓN CON TRIETILENGLICOL (FALLAS FRECUENTES EN EL SIATEMA DE GAS A ALTA PRESIÓN, PIGAP) ELEMENTO PERTURBADOR El gas de alimentación llega con alto porcentaje de líquidos Invación de líquidos

EQUIPO/ÁREA CONSECUENCIAS FUNCIONAL AFECTADA  Contaminación de Contactor TEG con hidrocarburos Tren de deshidratación  Parada  En el contactor el TEG arrastra hidrocarburos pesados del gas natural Baja temperatura del gas Tren de deshidratación  Se requiere más carga de entrada calórica en el rehervidor Se deteriora el glicol Corrosión Deterioro del equipo El gas de mantenimiento se contamina El TEG se contamina Contaminación de glicol Formación de espumas Formación de espumas Contaminación de glicol  Altos diferenciales de presión en la torre contactora  Ensuciamiento de la torre contactora y equipos

 Elevada temperatura en Rehervidor de fondo del  el regenerador de Glicol regenerador   Se contamina el glicol Tanque de reposición de (mala práctica TEG operacional)   1. Invasión de Deshidratación líquidos    2. Invación asfaltenos

de

Deshidratación