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• Tarquino Lopez Cadena

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TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL DEFINICION Conjunto de procesos a los que se somete el gas para: • Remover las impurezas • Realizar una disposición sanitaria de los residuos

TIPO DE IMPUREZAS

OBJETIVOS 1. MAXIMIZAR LA SEGURIDAD DE LAS INSTALACIONES Y DE LAS PERSONAS. 2. MINIMIZAR LAS FALLAS OPERACIONALES. 3. ADECUAR EL GAS A LAS ESPECIFICACIONES EXIGIDAS POR LOS CLIENTES (CALIDAD DEL GAS). 4. PROTEGER EL MEDIO AMBIENTE.

PROCESOS DE TRATAMIENTO Y ACONDICIONAMIENTO DEL GAS NATURAL

LIMPIEZA DEL GAS NATURAL Se entiende por limpieza del gas el proceso de remoción de partículas muy pequeñas (menores de 10 micras) de sólidos y gotas de liquido que se encuentran suspendidas en el gas. Para remover partículas sólidas se utilizan filtros y para separar las partículas liquidas del gas se usan los depuradores (Scrubbers). Cuando se requiere un gas natural muy limpio (contenido de partículas menores de0.5 micras), se utiliza un FILTRO-DEPURADOR (véase figura 7-17 del GPSA-87).

El grado de separación (de particulas solidas y liquidas) del gas natural depende de la aplicación particular y está fijado como una especificación técnica.

JUSTIFICACIÓN

La limpieza del gas se justifica por las siguientes razones: 1. ECONOMIA: Recuperar hidrocarburos líquidos 2. PARA PREVENIR PROBLEMAS OPERACIONALES: EROSION, FORMACIÓN DE ESPUMA Y REDUCCIÓN DE LA EFICIENCIA DE LOS PROCESOS DE TRANSPORTE, COMPRESIÓN, TRATAMIENTO Y CRIOGENIA

APLICACIONES Los depuradores y los filtros protegen procesos e instalaciones y se colocan a la entrada de:  PLANTAS COMPRESORAS (también en las inter-etapas)  UNIDADES TURBOGAS (para generar electricidad)  PLANTAS CRIOGÉNICAS  PLANTAS DE TRATAMIENTO

PRINCIPIOS Y MECANISMOS DE SEPARACIÓN 1) SEPARARACION DE PARTICULAS SÓLIDAS Principio: Retención de partículas sólidas en un medio filtrante formando torta o • Incrustamiento en los poros del medio filtrante. • Mecanismo: Uso de un medio filtrante apropiado. • Equipo: Filtro.

2) SEPARACIÓN DE PARTICULAS LIQUIDAS Principio: Coalescencia y asentamiento gravitacional (diferencia de densidades entre el Líquido y el gas). Mecanismo: Cambios de dirección y de velocidad del gas. Equipo: Extractor de niebla.

OBJETIVO DE LOS SEPARADORES • Proporcionar espacio y tiempo para que las fases se separen. PARÁMETROS DE DISEÑO • DIÁMETRO (D) Y LONGITUD (L) del recipiente. El diámetro lo determina la termodinámica. • La longitud lo determina la economía ----relación (L/D). ECUACIONES DE DISEÑO

1. DIMENSIONAMIENTO DE DEPURADORES El dimensionamiento de los depuradores (scrubbers) aplica lo mismos principio utilizados en los separadores convencionales gas-liquido, con las siguientes condiciones: a. La fase gaseosa es la dominante. b. La fracción liquida (mL/mg) menor que 0.1 y c. El tamaño de las partículas liquidas menor que 10 micras. 

1.1 DETERMINACION DEL DIÁMETRO (D) Aplica la ecuación de SOUDERS-BROWN utilizadas en separadores convencionales gas-liquido para calcular la velocidad permisible del gas (Vt).

Donde K es la velocidad especifica y es función del tipo de liquido y de la presión de operación del separador.  Existen diferentes métodos para calcular K:

Cálculo de la sección transversal del depurador

1.2) DETERMINACION DE LA LONGITUD (L) a) Depuradores verticales

2. DIMENSIONAMIENTO DE FILTROS 2.1 DETERMINACION DEL DIÁMETRO (Df)

2.2) DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD (Lf) Los fabricantes de filtros suministran información sobre los elementos filtrantes (Ae, Le, de). NOTA: La selección del elemento filtrante debe cumplir con la máxima velocidad permisible del gas (Vg) a la salida de los tubos que sirven de soporte a los filtros, para evitar la “ATOMIZACION” de la neblina.

Donde Vg viene dado en pie/seg y ρ en lbm/pie3.

La solución se obtiene por ensayo y error. Para iniciar los cálculos, un diámetro (de) y una longitud (Le) razonables para el elemento filtrante se pueden obtener de las siguientes expresiones

3) DIMENSIONAMIENTO DE FILTROSDEPURADORES La información básica es suministrada por los fabricantes. En muchos casos, el tamaño del recipiente será determinado por la sección de filtración antes que por la sección de extracción de neblina.  Una consideración de diseño comúnmente pasada por alto, es la velocidad del gas a la salida de los cartuchos filtrantes. No debe sobrepasar el valor máximo permisible. L = Lf + Ldep Lf = 1.2 Le Ldep = 2 – 2.5 D

EJERCICIO: DEPURADORES Determinar D y L para el depurador HORIZONTAL de la segunda etapa de un compresor de gas natural de tres etapas, que opera a las siguientes condiciones. Presión de operación = 255 psig Temperatura de operación = 118 °F Flujo de gas = 19.7 MMpcsd Gravedad especifica del gas = 0.826 Flujo de liquido = 10 galones por minuto a condiciones estandar Gravedad especifica del condensado (liquido) = 0.64 Compare los resultados obtenidos aplicando los siguientes métodos para calcular la velocidad específica del gas (K) de la ecuación de SourderBrown:

• EJERCICIO: FILTRO-DEPURADOR  Un filtro-depurador (véase figura 7-15 del GPSA87) se utiliza para limpiar 20 pie3/seg. de gas natural muy sucio de una G.E = 0.826 a 500 lpcm y 118 °F. Determinar: El área total de filtración para un factor de suciedad de 3 El diámetro (D) del filtro-depurador para una relación de densidades liquido-gas de 15. Considere que el liquido removido es agua libre. La longitud (L) del filtro-depurador para una relación L / D igual a 5. NOTA: Los filtros-depuradores generalmente se utilizan para caudales de gas natural superiores a 50 MMpcsd, por razones económicas.

5.2. CONTROL DE HIDRATOS Y DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL a) CONTROL DE HIDRATOS: Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, el agua y ciertos hidrocarburos, forma compuestos sólidos llamados hidratos. Estos cristales pueden taponar válvulas, conexiones y aún bloquear completamente líneas. Los tapones o terrones de hidratos cuando se transportan con el flujo de gas pueden dañar y aún romper tuberías, válvulas, conexiones y el interior de recipientes. El metano, etano, propano, iso-butano, gas carbónico y ácido sulfhídrico fácilmente formarán hidratos, pero el n-butano sólo con dificultad lo hace; los pentanos e hidrocarburos más pesado no forman hidratos.

Los hidratos se formarán si el gas dulce que contiene el agua libre se enfría por debajo de su temperatura de formación de hidratos (fig. 4-6). La temperatura a la cual se formarán hidratos depende de la presion y de la composición actual del gas. Por lo tanto, la línea de formación de hidratos mostrada no puede ser completamente precisa para todos los gases pero es típica para muchos gases y para un aproximación detallada más precisa, deben usarse gráficos separados.La formación de hidratos se puede evitar ya sea usando un inhibidor de hidrato para mezclarlo con el agua libre que está presente en el gas o que se ha condensado durante el enfriamiento, o por remoción del agua desde el gas (deshidratación) antes que su temperatura caiga por debajo de la temperatura de formación de hidrato.

CALCULO DE LA CANTIDAD DE INHIBIDOR REQUERIDO PARA IMPEDIR LA FORMACION DE HIDRATOS (Ejemplo del capítulo 4 del libro de Stewart) Calcule los gal/MMSCF de metanol puro que se deben inyectar a un gas que se encuentra a 8000 psig y 224 ºF para prevenir la formación de hidratos cuando se expande hasta 4000 psig y 65 ºF. La composición del gas y la temperatura de formación de hidratos a 4000 psig se muestran en la tabla 4--1 (pg 96).

• 1. Otros datos para el presente ejemplo: Solución acuosa de metanol, %W = 11 • Humedad a condiciones de entrada y salida (lecturas tomadas de la Fig4 –6 • Cantidad de hidrocarburos líquidos formado de densidad igual a 300 lb/bbl ( la cantidad de condensado se obtiene de un cálculo de fases para un sistema multicomponente de hidrocarburos )= 60 bbl  • Porcentaje de metanol soluble en hidrocarburos líquidos es 0.5 % (mirar la pag. 103) • La gravedad específica del metanol puro referida al agua (Ver Tabla GPSA de propiedades )

Reemplazando (a) y (c) en (b) se obtiene la cantidad de metanol en la fase acuosa: I = ∆A * % W/(100 - %W) = 220 lbs x (11/100 – 11)= 27, 19 ≈27,2 lb de metanol  2)Cantidad de metanol vaporizado en la fase gaseosa a 4000 psig y 65 ºF Tasa de vaporización del metanol ≈ 1.0 a 4000 psig y 65 ºF (fig 4 - 9) Lb metanol /MMscf / % metanol en fase acuosa ≈ 1.0 Lb metanol en la fase gaseosa =1.0 * 11 = 11 lb

3)Cantidad de metanol soluble en los hidrocarburos líquidos(condensados): Un barril de hidrocarburos pesa 300 lb; y la cantidad de metanol soluble en hidrocarburos líquidos es: 0.005* 300 lb/bbl * 60 bbl =90.0 lb  © Metanol total requerido: 1) Fase acuosa = 27.2lb (21 %) 2) Fase vapor = 11 lb (9 %) 3) Hcs líquidos = 90 lb (70 %) Total = 128.2 lb

EXPLICACIÓN: De las 128.2 lbs de metanol total requerido solo 27.2 lbs (21%) se disuelven en el agua condensada y producen inhibición. Exprese la cantidad de metanol requerida en galones: a. calcular la densidad del metanol

CONSIDERACIONES: El metanol viene comercialmente en solución acuosa concentrada (al 98 % por ejemplo) Al calcular la cantidad que hay que inyectar de solución concentrada de metanol debe tenerse en cuenta su concentración comercial

b) DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL: ABSORCION POR UN LÍQUIDO La deshidratación por absorción es uno de los métodos más satisfactorios de deshidratación. Aunque se puede usar cualquiera de los líquidos desecantes, la gran mayoría de los sistemas de absorción usan glicol para remover el vapor de agua del gas y puede establecerse que se deshidrata más gas natural con glicol que por cualquier otro medio. Algunas veces se usan deshidratadores de cloruro de calcio para secar pequeña cantidades de gas en áreas aisladas o remotas. Sin embargo, debe notarse que este método no es proceso de absorción. Como en el sistema están presentes sólidos de cloruro de calcio, en sentido estricto se efectúa un proceso de adsorción.

DESHIDRATACION CON GLICOL. El proceso de deshidratación de gas natural más común es el contacto del gas con un líquido higroscópico como el glicol. Este es un proceso de absorción, donde el vapor de agua en la corriente de gas es disuelto en un corriente de glicol relativamente pura. La deshidratación con glicol no es relativamente costosa, ya que el agua puede separarse fácilmente del glicol por calentamiento; a esto se le llama regeneración o reconcentación del glicol.

DESHIDRATACION POR UN DESECANTE SÓLIDO Donde se necesita la más alta depresión posible de punto de rocío puede ser mas efectivo el proceso de adsorción usando un desecante sólido y seco.  En los procesos de adsorción los materiales se concentran en la superficie de un sólido como un resultado de las fuerzas que existen en esta superficie. El proceso de adsorción, igual que los procesos de absorción, no involucra reacciones químicas; la adsorción es puramente un fenómeno superficial. “Superficial” no se refiere sólo a la superficie exterior de la partícula adsorbente sino a la superficie efectiva de los capilares y poros. Cualquier adsorbente comercial usado para este proceso tendrá un área superficial total de 2400000-3900000 pie2/lb (500-800 m2/gramo).

Hay un gran número de desecantes sólidos disponibles para la deshidratación de gas. En la mayoría de los sistemas se usa alúmina activada (un purificador, fabricado versión bauxita que se ha vuelto poroso por activación) o un desecante tipo sílice-gel. Estos desecantes se pueden activar o regenerar así que se pueden usar durante muchos ciclos de adsorción y reactivación. Con deshidratación de desecantes sólidos se puede obtener puntos de rocío muy bajos y en esta forma es común una resultante residual de vapor de agua de menos de ½ lb/MMpcs a la salidade gas. En una aplicación normal, esto puede corresponder a un punto de rocío de -40oF.

PLANTA DE DESHIDRATACION DEl GAS NATURAL CON GLICOL (Ejemplo 8.1 del libro de Stewart) Se va a deshidratar un gas dulce y limpio usando TEG (98.5%) hasta una rata de 7 lb/MMpcs, no se utiliza gas de despojamiento. Se cuenta con los siguientes datos:

Calcular: 1. El diámetro del contactor (o absorbedor). 2. Determinar el flujo de circulación del glicol, en gpm 3. Estimar la carga calórica del rehervidor, en BTU/hr 4. Calcular los requerimientos calóricos para el precalentador y el calentador glicol/glicol y para el intercambiador gas/glicol

2. Porcentaje mínimo de TEG • Wi = 63 lb/MMpcs (Fig. 8-1) • Wo = 7 lb/MMpcs → TR = 32oF @ 1015 psia (Fig. 8-1) • ΔW = 63-7 = 56 lb/MMpcs (cantidad de agua removida). • ΔW/Wi = 56/63 = 0.889 (Fracción de agua removida). • De la fig. 8-8 se obtiene que el porcentaje mínimo de TEG requerido para obtener un ΔW/Wi de 0.889 es de 97%.

3. Eficiencia Teórica del Proceso = 25% 1 etapa teórica = 4 etapas reales En la planta de regeneración la Tmáx = 400oF por el efecto corrosivo del glicol; es por eso que en este ejercicio se tomará un rango entre 350-380oF. En la siguiente tabla se muestra la concentración de TEG a la temperatura repectiva:

Tomando un promedio , %TEG = 98.5, de la tabla 8-10, la temperatura del recalentador es 353oF. Al no usarse gas de despojamiento, el porcentaje de TEG está entre 98 y 99%. El gas de despojamiento permite aumentar la concentración sin incrementar la temperatura.  La Figura 8-14, en la cual 2 etapas teóricas = 8 etapas reales, nos permite remover la cantidad de agua requerida, con una tasa de glicol igual a 3 gal/lb de agua removida.

Q = 3 gal/lb x 56 lb/MMpcs x 98 MMpcs/día x 1 día/24 horas x 1 hora/ 60 minutos Q = 11.4 gpm de TEG. Estimar el trabajo del rehervidor. q = 862 BTU/gal (Tabla 8-1) q = 862 BTU/gal * 11.4 gal/min * 60 min/hora = 590 MBTU/hora Usar 750 MBTU/hr (Suponiendo una pérdida calórica del 27%)