deshidratacion del gas natural
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PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
DESHIDRATACIÓN.
Se denomina así a la serie de pasos que se siguen para eliminar el
agua contenida en el gas natural. Por lo general, para lograr el objetivo
se emplean plantas cuyos diseños específicos conducen a la
eliminación del agua contenida en el gas natural. Las más comunes
son las plantas de glicol y las que usan adsorbentes sólidos como las
mallas moleculares.
Deshidratación significa remover el agua de una sustancia. Los
procesos más usados para la deshidratación pueden ser absorción y
adsorción.
Absorción.
Significa que el vapor de agua es extraído por un agente tal como el glicol y
esto requiere una reacción de los componentes.
Adsorción.
Significa que el vapor de agua es recogido en forma condensada en la
superficie y no requiere reacción química.
Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas
natural se define como la extracción del agua que está asociada, con el gas
natural en forma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases
naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los
cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el
contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de
hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de
temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por
tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia. Es por ello que el
gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratación y de
extracción de gasolina, las razones del por qué se debe aplicar el proceso de
deshidratación son:
a.- Evitar la formación de hidratos, en vista que estos componentes pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías 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.
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.
c.- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. 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. T.P. Nº 3
Cuales son las
Especificaciones de los
Contratos de Venta de Gas
Natural al Brasil y
Argentina
La Formación de Hidratos en el Gas Natural
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 -32 ºF. La formación de hidratos en el gas natural
ocurrirá si existe agua libre. 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:
P
FH PT ln0474,08606,057206,1
En donde: P es la presión del sistema
CONTENIDO DE AGUA EN EL
GAS
• EL AGUA Y EL GAS SON
PRODUCTOS ASOCIADOS A
LA EXPLOTACIÓN DE CRUDO
• EL GAS DEPENDIENDO DE
SU COMPOSICIÓN Y DE LAS
CONDICIONES DE P Y T,
TIENE UNA CAPACIDAD DE
SATURACIÓN.
RAZONES PARA LA
REMOCIÓN DE AGUA DEL
GAS NATURAL
• DISMINUIR EL PUNTO DE
ROCÍO PARA EVITAR LA
CONDENSACIÓN DE AGUA
LIBRE
• DISMINUIR LA TASA DE
CORROSIÓN
• PREVENIR LA FORMACIÓN DE
HIDRATOS
• CUMPLIR CON LAS
ESPECIFICACIONES DE
TRANSMISIÓN,
DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE
GAS AL MERCADO
• EVITAR DISMINUCIÓN DEL
PODER CALORÍFICO DEL GAS
Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural: La cantidad de agua que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo denominados Medidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no hace la diferencia entre hidrocarburos líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura del gas natural incide en la cantidad de agua que pueda retener.
La figura (Denominada Gráfica de Mc Ketta- Webe), permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura
CONTENIDO DE AGUA DEL GAS NATURAL SATURADO
EL CONTENIDO DE AGUA
EN UN GAS DEPENDE DE
LA PRESIÓN, LA
TEMPERATURA Y LA
COMPOSICIÓN.
LA CORRELACIÓN DE
MCKETTA Y WEHE, HA
SIDO USADA POR MUCHOS
AÑOS PARA ESTIMAR EL
CONTENIDO DE AGUA DEL
GAS NATURAL SATURADO Y
LA TEMPERATURA DE
ROCÍO.
¿Cuánta Agua puede
contener un Gas natural
(por ejemplo: Metano) a
100 ºF y 2000 lpca ?
Aproximadamente:
38 libras de Agua por
MMPCN
¿Cuál es la Temperatura para la Formación de Hidratos en el Metano, a una Presión de 1000 lpca, sabiendo que su gravedad específica es de 0,554?
De la Gráfica se obtiene que:
@ 48 ºF
El siguiente gráfico puede ser usado para estimar la formación de
hidratos en varios gases a distintas gravedad específica según la
presión y la temperatura a la que está sometida la mezcla.
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del gas natural son:
EG DEG TEG Metanol
C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH
Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04
T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5
P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120
SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790
SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092
Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98
Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52
Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8
Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60
T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206
Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. El TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 ºF, 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 ºF
Factores que influyen en la selección del glicol
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. En el momento en que el glicol absorbe agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 ºF y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 ºF. Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54 ºF. Pero, esta situación cambia al aumentar la concentración, si la concentración del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P
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 (500 ppm), a 90 ºF, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta.
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:
61017,14
492
492
379760xx
PT
Mx
PV
Perdidas =
Donde: (PV) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol ; (T)= temperatura de operación en ºF y (P)= presión de operación en psi
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 está por debajo de 5,5 el glicol sé auto oxida, 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.
b.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua. Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio
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 tipo químico. 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.
TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR GAS NATURAL.
La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos:
•Absorción: Usando un líquido higroscópico como los glicoles.
•Adsorción: Utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular, gel de sílice y aluminatos.
•Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de expansión y luego separando la fase líquida que se forma.
•Inyección: Bombeando un líquido reductor del punto de rocío como el metanol.
PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL CON GLICOL
En la figura se observa, que el gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un depurador, entra por el fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de la torre en contracorriente al glicol que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual hace posible que el glicol absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco, sale por el tope de la torre y pasa a través de un separador, en donde se separan las gotas de glicol que pueda contener el gas. El glicol húmedo abandona la torre por el fondo. Es de hacer notar que el glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan y se envían al quemador del rehervidor.
Unidad de Deshidratación con TEG
LC
LC
PC
LC
GAS
HUMEDO
GAS SECO
GLICOL POBRE
GLICOL RICO
TANQUE
FLASH
ACUMULADOR
REBOILER
VAPOR DE
AGUA
DESHIDRATACIÓN CON GLICOL
PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL MEDIANTE
ABSORCIÓN CON TRIETILENGLICOL (TEG)
DEPURADOR DE ENTRADA
• TANQUE DE SEPARACIÓN BIFÁSICO PARA
REMOVER EL AGUA LÍQUIDA,
HIDROCARBUROS PESADOS Y
PARTÍCULAS SÓLIDAS QUE PUEDEN SER
ARRASTRADAS POR EL GAS A LA
ENTRADA DE LAS TORRES
CONTACTORAS.
• SON NECESARIOS EN PLANTAS DONDE
EL GAS SE ENFRÍA ANTES DE ENTRAR A
LA TORRE CONTACTORA.
• LOS LÍQUIDOS ACUMULADOS EN ESTE
SEPARADOR SON DRENADOS AL SISTEMA
DE RECOLECCIÓN DE LA PLANTA.
Entrada
de Gas
Gas
Agua y
Condensados
EQUIPOS BÁSICOS DE UNA UNIDAD DE DESHIDRATACIÓN DE
TEG
TORRE CONTACTORA
• TORRE DE PLATOS O EMPAQUE, DONDE EL GAS NATURAL
SE PONE EN CONTACTO (EN CONTRACORRIENTE) CON LA
SOLUCIÓN DE GLICOL.
• LA TORRE CONTACTORA TIENE GENERALMENTE DE 8-12
PLATOS DE BURBUJEO. POR LA TENDENCIA DEL TEG A
FORMAR ESPUMAS, SE RECOMIENDA UNA SEPARACIÓN
ENTRE PLATOS DE 24 PULGADAS.
• LOS EMPAQUES ESTRUCTURADOS OFRECEN MAYOR
CAPACIDAD Y EFICIENCIA QUE LOS PLATOS DE BURBUJEO.
PUEDEN MANEJAR CAUDALES MENORES A SU CAPACIDAD
MÁXIMA Y REQUIEREN MENOR ALTURA DE CONTACTO QUE
LAS COLUMNAS DE PLATOS.
•
• LA TEMPERATURA DE OPERACIÓN ÓPTIMA ESTÁ ENTRE 80 Y
120 ºF. A MENOR TEMPERATURA EL TEG ES MUY VISCOSO Y
A MAYOR TEMPERATURA EL CONTENIDO DE AGUA DEL GAS
SERÁ MAYOR, ASÍ COMO LAS PÉRDIDAS DE GLICOL CON EL
GAS SECO.
• SE RECOMIENDA QUE EL GLICOL ENTRE A UN T CON
RESPECTO AL GAS DE 10 A 15 ºF PARA EVITAR LA
CONDENSACIÓN DE HIDROCARBUROS DENTRO DE LA
TORRE.
• EL CAUDAL DE GLICOL ÓPTIMO ESTA ALREDEDOR DE 3
GAL/LBMH2O REMOVIDA.
LIT
1
2
4
5
6
3
7
8
9
10
TORRE CONTACTORA
LIQUIDO + GAS
FLUJO DE GAS
FLUJO DE GAS
FLUJO DE LIQUIDO
DIAGRAMA DE UNA TORRE
CONTACTORA CON PLATOS
DE CASQUETES DE BURBUJEO
CASQUETE DE BURBUJEO
DURANTE LA OPERACIÓN
DIAGRAMA DE FLUJO
VÁLVULA DE EXPANSIÓN Y
CONTROL DE NIVEL DE
GLICOL RICO
EL GLICOL SALE DE LA TORRE
CONTACTORA A LA PRESIÓN
DEL GAS, Y DEBE REDUCIRSE
HASTA LA PRESIÓN DEL
SEPARADOR GLICOL-
HIDROCARBUROS (60 LPPCM) A
TRAVÉS DE UNA VÁLVULA DE
EXPANSIÓN, LA CUAL ADEMÁS
CONTROLA EL NIVEL DE
GLICOL EN EL FONDO DE LA
TORRE CONTACTORA.
LIT
1
2
4
5
6
3
7
8
9
10
LIT
LG
LIC
VALVULA
DE
EXPANSION
SEPARADOR GLICOL-HIDROCARBUROS
• ESTE SEPARADOR RECIBE EL GLICOL RICO Y SEPARA EL GAS, CONDENSADOS
E INCLUSIVE ASFALTENOS ABSORBIDOS POR EL GLICOL EN LA TORRE
CONTACTORA.
• EL GAS LIBERADO PUEDE USARSE COMO COMBUSTIBLE Y LOS
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS SEPARADOS SON DRENADOS AL SISTEMA DE
RECOLECCIÓN. EL TIEMPO DE RETENCIÓN ES DE 20 A 45 MINUTOS. ESTÁ
EQUIPADO CON MEDIDORES DE NIVEL DE GLICOL Y CONDENSADOS, ASÍ
COMO VÁLVULAS PARA CONTROLARLOS.
• INTERNAMENTE CUENTAN CON PLACAS DE REBOSE PARA SEPARAR POR
DIFERENCIA DE DENSIDADES EL GLICOL Y LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS,
DEJANDO SALIR POR EL TOPE MEDIANTE UN CONTROL DE PRESIÓN LOS
GASES DESORBIDOS DEL GLICOL.
DRENAJE
SALIDA DE
GLICOL
ENTRADA
DE GLICOL
RICO SALIDA DE
GAS ESTE SEPARADOR PUEDE REDUCIR
LAS EMISIONES DEL SISTEMA DE
REGENERACIÓN DE GLICOL, EN:
• METANO: HASTA EN UN 90 %.
SEPARADOR GLICOL - HIDROCARBUROS
SEPARADOR TRIFASICO Y FILTROS
FILTROS DE GLICOL
• SON USADOS PARA REMOVER IMPUREZAS,
QUE PUEDAN CAUSAR CAÍDAS DE
PRESIÓN IMPORTANTES, ESPUMA O
TAPONAMIENTOS
• LOS FILTROS DE CARTUCHOS SE UTILIZAN
PARA REMOCIÓN PRIMARIA DE
PARTÍCULAS.
• LOS FILTROS DE CARBÓN ACTIVADO SE
UTILIZAN PARA HACER REMOCIÓN FINA
DE PARTÍCULAS, PARAFINAS Y
AROMÁTICOS.
INTERCAMBIADORES DE CALOR
• LA FUNCIÓN DEL TREN DE
INTERCAMBIADORES DE CALOR ES UTILIZAR
LA ENERGÍA DISPONIBLE EN LAS CORRIENTES
DE PROCESO Y MINIMIZAR LOS
REQUERIMIENTOS DE POTENCIA DEL
REHERVIDOR.
• SE UTILIZAN DOS TIPOS DE
INTERCAMBIADORES:
GLICOL RICO / GLICOL POBRE
GAS / GLICOL.
• GENERALMENTE SON DE TUBO Y CARCAZA, DE
DOBLE TUBO O UN SERPENTÍN DENTRO DEL
ACUMULADOR DE GLICOL POBRE
• EL INTERCAMBIADOR GAS/GLICOL
GENERALMENTE ESTÁ FUERA DE LA TORRE Y
ES DE DOBLE TUBO. EN GRANDES PLANTAS
DESHIDRATADORAS SE UTILIZA UN
AEROENFRIADOR
• SI EL GLICOL SE ENFRÍA POR DEBAJO DE 80 ºF
PUEDE ABSORBER ALGUNOS COMPONENTES
DEL GAS Y FLUIR CON DIFICULTAD POR EL
AUMENTO EN SU VISCOSIDAD.
TI
TIT
TI
TE
US
D
GLICOL DE LAS BOMBAS
DE CIRCULACION
GLICOL RICO A LA
COLUMNA DE
DESTILACION
GLICOL `POBRE DEL TANQUE
ACUMULADOR DE GLICOL
GLICOL RICO DEL
INTERCAMBIADOR DE
REFLUJO
GLICOL RICO
AL
SEPARADOR
GLICOL RICO DE
LOS FILTROS
REHERVIDOR DE GLICOL
• PROVEE EL CALOR NECESARIO PARA LA
REGENERACIÓN DEL GLICOL.
• LA SEPARACIÓN AGUA-GLICOL ES
RELATIVAMENTE FÁCIL GRACIAS A LA GRAN
DIFERENCIA DE TEMPERATURA DE
EBULLICIÓN QUE TIENEN EL TEG Y EL AGUA.
• LA PUREZA DEL GLICOL POBRE QUE SALE DEL
REHERVIDOR ES DETERMINADA POR LA
TEMPERATURA Y PRESIÓN DE OPERACIÓN
DEL REHERVIDOR, ASÍ COMO EL CAUDAL DE
GAS DESPOJADOR CUANDO EL SISTEMA
CUENTA CON DESPOJAMIENTO
• LOS REHERVIDORES DE GLICOL
GENERALMENTE SON CALENTADOS POR UNO
O VARIOS QUEMADORES DE GAS
COMBUSTIBLE EN “U” SUMERGIDOS EN EL
LÍQUIDO. EN ALGUNOS CASOS PUEDE
CALENTARSE CON VAPOR DE AGUA, ACEITE O
ELECTRICIDAD.
• TÍPICAMENTE EL REHERVIDOR Y LA COLUMNA
DE DESTILACIÓN OPERAN A PATM, LO QUE
ASEGURA UNA PUREZA DE 98,7% EN EL TEG A
400 ºF.
REGENERADOR
DE GLICOL
TANQUE
ACUMULADOR
DE GLICOL
COLUMNA
DESTILADORA
INTERCAMBIADO
R DE CALOR
COLUMNA DE DESTILACIÓN
• RECTIFICA EL VAPOR DE AGUA
GENERADO EN EL REHERVIDOR.
• GENERALMENTE ES UNA
COLUMNA EMPACADA CON
RELLENO ALEATORIO INSTALADA
EN EL TOPE DEL REHERVIDOR Y
LOS VAPORES QUE SALEN DEL
REHERVIDOR ENTRAN
DIRECTAMENTE POR EL FONDO
DE LA COLUMNA.
• LA ALTURA TÍPICA DE LA
COLUMNA ES 6 A 15 PIES.
• PARA EVITAR PÉRDIDA EXCESIVA
DE GLICOL CON EL VAPOR DE
AGUA REMOVIDO, SE DEBE
MANTENER LA TEMPERATURA EN
EL TOPE DE LA COLUMNA
ALREDEDOR DE 212 ºF.
REGENERADOR
DE GLICOL
TANQUE
ACUMULADOR
DE GLICOL
COLUMNA
DESTILADORA
INTERCAMBIADOR
DE CALOR
REGENERADOR DE GLICOL
GAS DESPOJADOR “STRIPPING”
• SE INYECTA AL SISTEMA DE
REGENERACIÓN UNA
CORRIENTE DE GAS,
GENERALMENTE GAS NATURAL
SECO, QUE ES BURBUJEADO A
TRAVÉS DEL GLICOL POR UNA
TUBERÍA DISTRIBUIDORA
INSTALADA EN EL FONDO DEL
REHERVIDOR.
• EL GAS DESPOJADOR SALE
POR EL TOPE DE LA COLUMNA
DE DESTILACIÓN CON EL
VAPOR DE AGUA.
• PUEDE LOGRARSE UNA PUREZA
DE HASTA 99,5 % EN PESO DE
TEG A PRESIÓN ATMOSFÉRICA.
• EL FLUJO DE GAS DE
DESPOJAMIENTO PUEDE SER
DE 2 A 10 PCN/GAL DE GLICOL.
GLICOL RICO
REHERVIDOR
COLUMNA DE
DESTILACION
GAS DE DESPOJAMIENTO
TANQUE
ACUMULADOR DE
GLICOL
GA
SE
S C
OM
BU
ST
ION
GASES VENTEADOS HACIA
EL MECHERO O EL
RECICLO
BOMBA DE GLICOL
GLICOL RICO GLICOL RICO
GAS COMBUSTIBLE
TANQUE ACUMULADOR DE
GLICOL POBRE
• ALMACENA EL GLICOL POBRE
QUE SALE DEL SISTEMA DE
REGENERACIÓN.
• ALGUNAS VECES ESTÁ
EQUIPADO CON UN SERPENTÍN
POR DONDE PASA EL GLICOL
RICO ANTES DE IR AL
INTERCAMBIADOR
GLICOL/GLICOL Y POR LO
GENERAL EL GAS COMBUSTIBLE
Y DESPOJADOR UTILIZADO EN EL
REGENERADOR ES
PRECALENTADO EN OTROS
SERPENTINES DENTRO DE ÉL.
• EN ALGUNOS DISEÑOS, EL
ACUMULADOR ESTÁ INTEGRADO
DENTRO DEL REHERVIDOR
REGENERADOR
DE GLICOL
TANQUE
ACUMULADOR
DE GLICOL
COLUMNA
DESTILADORA
INTERCAMBIADO
R DE CALOR
BOMBAS DE GLICOL POBRE
• ÚNICA PARTE MÓVIL DE LA PLANTA
Y RESPONSABLE ABSOLUTO POR
LA CIRCULACIÓN DEL GLICOL EN
LA PLANTA.
• CUENTAN CON UN 100 Ó 50% DE
RESPALDO.
• EL TIPO DE BOMBA MÁS UTILIZADO
ES DESPLAZAMIENTO POSITIVO,
POR LA ELEVADA PRESIÓN DE
DESCARGA (1.000 A 1.500 LPPCM) Y
POTENCIA HIDRÁULICA
REQUERIDA.
• A SU DESCARGA SE INSTALA UN
AMORTIGUADOR DE PULSACIONES
O “PULMÓN”, PARA OBTENER UN
FLUJO MÁS UNIFORME Y
CONTINUO DE GLICOL POBRE
HACIA EL ABSORBEDOR.
BOMBAS DE GLICOL POBRE
(CONTINUACION…)
• DONDE NO SE DISPONE DE
ENERGÍA ELÉCTRICA, SE UTILIZAN
BOMBAS KIMRAY DE INTERCAMBIO
DE ENERGÍA.
• CUMPLEN LA FUNCIÓN DE
VÁLVULA DE EXPANSIÓN Y
CONTROL DE NIVEL DEL GLICOL
RICO EN EL FONDO DE LA TORRE
CONTACTORA.
• LAS BOMBAS TRANSFIEREN LA
ENERGÍA DEL GLICOL RICO A UN
VOLUMEN EQUIVALENTE DE
GLICOL POBRE.
• LA ENERGÍA ADICIONAL
NECESARIA PARA SUPERAR LAS
PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN LA
BOMBA Y EN LAS TUBERÍAS ES
SUMINISTRADA POR UNA LÍNEA DE
GAS A LA PRESIÓN DEL
ABSORBEDOR.
BOMBA DE RECIRCULACION DE GLICOL (TRIPLEX)
CUIDADOS DEL GLICOL
• OXIDACIÓN
EL GLICOL SE OXIDA EN PRESENCIA DE
OXÍGENO FORMANDO ÁCIDOS
CORROSIVOS.
LOS EQUIPOS DE PROCESO NO
PRESURIZADOS DEBEN TENER UN
MANTO DE GAS PARA MANTENER EL
AIRE FUERA DEL SISTEMA.
LA OXIDACIÓN TAMBIÉN DEPENDE DEL
NIVEL DE H2S Y CO2 PRESENTE EN EL
GAS DE ENTRADA A LA TORRE.
• DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA
ALTA TEMPERATURA DEL REHERVIDOR.
“HEAT FLUX” O RATA DE CALOR MUY
ELEVADA A NIVEL DEL REGENERADOR,
PRODUCTO DE UN MAL DISEÑO EN LOS
TUBOS DE FUEGO.
SOBRE-CALENTAMIENTO LOCALIZADO,
CAUSADO POR DEPÓSITOS DE SAL O
PRODUCTOS ASENTADOS EN LOS TUBOS
DEL REHERVIDOR.
CUIDADOS DEL GLICOL
• CONTROL DE PH
EL PH DEL GLICOL ES EL MEJOR INDICADOR DE POSIBLE
PRESENCIA DE DEGRADACIÓN U OXIDACIÓN.
SE RECOMIENDA QUE EL TEG MANTENGA UN PH ENTRE 6.5 Y 8.0
EL CONTROL DEL PH PUEDE LOGRARSE MEDIANTE LA
INYECCIÓN DE QUÍMICOS A BASE DE AMINAS (MEA), BORAX.
ES IMPORTANTE TOMAR MUESTRAS DEL PH DEL GLICOL DE
MANERA PERIÓDICA.
LA TASA DE INYECCIÓN DE QUÍMICO, SERÁ DETERMINADA EN
PRUEBAS DE CAMPO.
• CONTAMINACIÓN POR SAL
ACELERAN LA CORROSIÓN DEL EQUIPO
REDUCE LA TRANSFERENCIA DE CALOR EN LOS TUBOS DEL
REHERVIDOR
ALTERA LA LECTURA DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA CUANDO SE
USA UN HIDRÓMETRO.
GENERAN PUNTOS DE CONCENTRACIÓN DE CALOR
LA MANERA MÁS EFICIENTE DE ELIMINAR ESTE PROBLEMA A NIVEL
DEL REGENERADOR, ES INSTALANDO UN DEPURADOR DE GAS DE
ALTA EFICIENCIA EN LA ENTRADA DE GAS A LA TORRE.
CUIDADOS DEL GLICOL
• HIDROCARBUROS
PROMUEVEN :
FORMACIÓN DE ESPUMA
DEGRADACIÓN DEL GLICOL Y
PÉRDIDAS DEL GLICOL
POR ESO LA IMPORTANCIA DE
INSTALAR UN FILTRO DE
CARBÓN ACTIVADO PARA
REMOVERLOS.
CUIDADOS DEL GLICOL
• ESPUMA
INCREMENTAR LAS PÉRDIDAS DE GLICOL
DISMINUYE LA EFECTIVIDAD DE DESHIDRATACIÓN DE LA PLANTA
ALGUNOS DE LOS PROMOTORES DE LA ESPUMA SON:
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.
INHIBIDORES DE CORROSIÓN O QUÍMICOS (BASES) EN GRANDES
CANTIDADES.
SAL.
PARTÍCULAS SÓLIDAS MUY FINAS EN SUSPENSIÓN
ALTAS VELOCIDADES DE CONTACTO LIQUIDO-VAPOR
LA SOLUCIÓN PARA LOS PROBLEMAS DE ESPUMA ES UN CUIDADO
APROPIADO DEL TEG.
LAS MÁS IMPORTANTES MEDIDAS SON:
LIMPIEZA EFECTIVA DEL GAS DE ENTRADA A LA PLANTA.
BUEN FILTRADO DEL TEG DENTRO DEL SISTEMA DE
REGENERACIÓN.
LA UTILIZACIÓN DE QUÍMICOS ANTI-ESPUMANTES NO RESUELVE EL PROBLEMA
BÁSICO. ES SOLO UNA SOLUCIÓN TEMPORAL, MIENTRAS SE IDENTIFICA LA FUENTE O
PROMOTOR DE LA ESPUMA.
COMO REDUCIR LAS PERDIDAS DE GLICOL
ESTAS PÉRDIDAS PUEDEN DEBERSE:
• VAPORIZACIÓN EXCESIVA
• ARRASTRE DE LÍQUIDOS Y
• FUGAS MECÁNICAS.
MANERAS DE REDUCIR LAS PÉRDIDAS DE GLICOL:
• LA TENT DEL TEG POBRE A LA TORRE CONTACTORA DEBE ESTAR EN
UN RANGO NO MAYOR DE 10°F POR ENCIMA DE LA TENT DEL GAS
HUMEDO, PARA MINIMIZAR EVAPORACIÓN EN LAS BANDEJAS.
• CONTROLAR LA VELOCIDAD EN LA SALIDA DEL GAS DE LA TORRE
CONTACTORA, PARA PREVENIR LA FORMACION DE ESPUMA EN LAS
BANDEJAS.
• LAS PÉRDIDAS DE VAPORIZACIÓN EN LA COLUMNA DESTILADORA
PUEDEN SER MINIMIZADOS CON UNA BUENA CONDENSACIÓN DE
GLICOL.
• LAS FILTRACIONES MECÁNICAS PUEDEN SER REDUCIDAS
MANTENIENDO LAS BOMBAS, VÁLVULAS Y OTRAS CONEXIONES EN
BUEN ESTADO.
LAS PERDIDAS DE GLICOL SON PARTE DE TODO PROCESO DE DESHIDRATACION, SIN
ENBARGO EL OPERADOR DEBE MINIMIZARLAS Y MANTENERLAS DENTRO DE LOS
RANGO ESTABLECIDO EN EL DISEÑO.
DESHIDRATACIÓN POR SECANTE SÓLIDO (ADSORCIÓN).
El método de absorción de deshidratación consiste en un deshidratador de secante sólido que usa alúmina activada o un material granular de una especie de gel de sílice, el agua es retirada de las superficies de partículas de material sólido al pasarles gas húmedo por sobre y alrededor de ellas. Los deshidratadores de secante sólido son mas efectivos que los deshidratadores de glicol y son más adecuados para grandes volúmenes de gas y presiones muy altas. Usualmente están instalados en un sistema de transmisión por tubería de gas natural en el lado de corriente debajo de una estación compresora.
PROCESAMIENTO DE DESHIDRATACIÓN CON SECANTE SÓLIDO.
La unidad de deshidratación con secante sólido consiste en dos o mas torres de adsorción que contiene un material sólido y granular absorbente de gas, conteniendo tuberías y válvulas de tres vías, existiendo también un calentador de alta temperatura ubicado en una de las torres para producir gas caliente de regeneración para secar el desecante sólido húmedo. Otros equipos esenciales incluyen un separador de gas de regeneración y un refrigerante de ese mismo gas para condensar el agua del gas caliente de regeneración.
OPERACIÓN.
•La operación básica de deshidratación toma lugar en la torre que esta operando (normalmente 8 horas). El gas húmedo entra a la torre cerca de la parte superior y fluye hacia abajo a través del desecante. •Si la torre acaba de ser accionada, el vapor de agua es inmediatamente absorbido por las capas superiores del sedimento del desecante. Los otros componentes de gas etano propano y butano son absorbidos a diferentes escalas al descender por el sedimento. En el ciclo, los más pesados desplazan a los más ligeros. •La capa superior del sedimento se satura con agua, y el gas húmedo se traslada hacia la siguiente capa donde el agua desplaza a los hidrocarburos y los obliga a descender aun mas. Durante ese proceso, habrá zonas denominadas de transferencia de masa, donde un componente transfiere su masa desde el flujo de gas hasta la superficie. Cuando esta transferencia llegue al fondo de la torre, deberá ser cambiada al ciclo de regeneración y cambiada a otra torre al ciclo de absorción. •Una porción del gas húmedo es tomada cerca de la sección de entrada de la unidad y enviada a través de un calentador (aprox. 450 ºF). El agua es hervida y el gas caliente de regeneración es forzada a través de la torre que ha sido cambiada al ciclo de regeneración. Al pasar el gas caliente a través de desecante se hervirán o se vaporizarán los líquidos, dejando un sedimento de desecante seco listo para ser reutilizado después de ser enfriado. El gas seco que sale del fondo de la torre en servicio esta listo para ser enfriado por los ductos.
Unidad de Deshidratación por Adsorción
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:
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.
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
32 0Al
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 3-10 angstroms. Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos.
b.- Alúmina Activada. Este material está compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio 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 (-100 ºF). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica
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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
c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100 ºF). 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.
20Si
PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN POR TEG
