guia tratamiento prof a rodriguez

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PP PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL “RAFAEL MARIA BARALT” PROGRAMA: INGENIERIA DE GAS

ASIGNATURA: TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

GENERALIDADES TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

REALIZADO POR:

ING. ANDREEDUIS RODRIGUEZ

CIUDAD OJEDA 2010

UNIV. NAC. EXP RAFAEL MARIA BARALT SEDE: CIUDAD OJEDA PROGRAMA: INGENIERIA Y TECNOLOGIA PROYECTO: INGENIERIA DE GAS

PROF. ING ANDREEDUIS RODRIGUEZ

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Tratamiento de Gas Natural

El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un

yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su

distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos

productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el

gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como

industrial.

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural

Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del

gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02).

Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el

Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las

soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos

componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará.

Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de

endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy

posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos

pueden alterar el normal proceso de los endulzadores. El término endulzamiento es una

traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser

“desacidificación”. El términos generales, se puede decir que la eliminación de

compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en

sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se

denomina “amargo”, el producto “gas dulce”.

Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de

eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el

contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la

perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la

tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de

hidrógeno, en primera instancia.

El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la

concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma

manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas

tratado. La diferencia molar de ambas condiciones establece la cantidad de gas ácido que

se va a extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se

deba a utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y

además económico.



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El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidad

se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que

hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros

procesos del gas depende de este.

Los procesos de Endulzamiento del Gas Natural: Este proceso se puede

realizar a través de

a.- Procesos de Absorción

b.- Procesos de Adsorción

c.- Procesos de Conversión Directa

d.- Remoción con Membranas.

a.-Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción

El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente

de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La

absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la

ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en

donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del

endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes

químicos, físicos, híbridos o mixtos.

1.-Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso los

componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo

en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce

compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales

mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión del sistema, con lo cual se

liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad

de absorción.

El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución

básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de

los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial

de C02. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la

naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal

como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría.

Endulzamiento de Gas Natural con Aminas

El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza

con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse

al número de grupos alquilos que al ser reemplazados a Hidrógenos en la molécula de



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Amoniaco . En la figura 2 se presenta un forma esquemática la estructura de una amina

primara (a), secundaría (b) y terciaria (c)

Figura 2 Estructura de las Aminas

a) representa a una amina primaria, cuya fórmula química más simple es

b) es una amina secundaria, cuya fórmula química es

c) es una amina terciaría, cuya fórmula más simple es

El grupo alquilo se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. Así,

si la molécula tiene un grupo alquilo y dos hidrógenos. Lo que indica que se ha

reemplazado un hidrógeno en la molécula de amoniaco, entonces a esta molécula

resultante se le conoce como Amina Primaria (a) en el la figura Ahora, si dos Grupos

alquilo han reemplazo a dos hidrógeno en la molécula de amoniaco, corresponde a una

Amina Secundaria (b) en la figura Si se han reemplazado todos los hidrógenos en la

molécula de amoniaco En este caso habrá una Amina Terciaria (c) en la figura 2 Es

necesario tener en cuenta, que debido a que el Nitrógeno tiene un par electrónico libre,

puede formar compuestos tetra sustituidos, donde el átomo de Nitrógeno queda cargado

positivamente, y se les conoce como amina cuaternarias.

Luego se puede señalar que las Aminas son derivadas del Amoniaco y son

simples cuando los grupos alquilo son iguales y mixtas si estos son diferentes. Todas las

Aminas son compuestos muy polares. Las aminas primarias y secundarias pueden formar

puentes de hidrógeno, las aminas terciarias puras no Pueden formar puentes de

hidrógeno, pero si los pueden aceptar Es importante hacer notar que la denominación de

Amina Primaria, Secundaria y Tercería se refiere al número de sustituyentes que tiene el

átomo de nitrógeno y no como en el caso de los alcoholes que se refiere al tipo de

carbono sobre el cual se encuentra.

En el caso de los alcoholes se tiene; alcoholes primarios si él OH está sobre un

carbono primario, alcohol secundario si se encuentra sobre un carbono secundario y

alcohol terciario si está sobre un carbono terciario. Luego para el caso de las aminas.

Resultan tres clases diferentes de aminas llamadas Aminas Primarias, Secundarias y



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Terciarias. Luego, se tiene que los tipos de aminas utilizadas en el proceso de

endulzamiento del gas natural, y sus fórmulas químicas de cada una de las aminas son:

Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural

La Monoetanolamina (MEA). Este compuesto es una amina primaria, es un

líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya formula

química es La (MEA) es la más reactiva de las Etanolaminas, y

además es la base más fuerte de todas las aminas.

La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de

gas ácido. Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Ahora si

esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, las unidades serán (lb/lbmol). Este

peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad

de transporte para los gases ácidos. Esto significa menor tasa de circulación de la MEA

para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de

alimentación.

La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas

tales, como C0S; CS2 y O2. Con todos estos compuestos se forman productos de

degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además

de instalar un sistema de recuperación. Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas

de la relación C02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido

en la corriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son los

principales problemas operacionales de la MEA.

Otro problema que se presenta es que la concentración Porcentual en relación

peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere de grandes cantidades

de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el

proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor que otras aminas en iguales

temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas por vaporización. Para mantener el

proceso de corrosión bajo, se requiere que la concentración de la solución y la carga del

gas ácido en la solución deben mantenerse suficientemente bajas que eviten la formación

de bicarbonatos y carbonatos, compuestos altamente corrosivos, que se forman por la

disociación del Ácido Carbónico.

El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el (Fe+2 , para formar Carbonato

Ferroso ,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas,

con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les

considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda

que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido

Carbónico y su posterior disociación.



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La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores al ambiente

es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es un

amina secundaría cuya fórmula química es , con un peso molecular

de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA).

La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los

cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. La DEA es

más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos.

Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por

evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y

CS2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente.

La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10%, o

más de gases ácidos.

Es eficiente a presiones de operación de 500 o más lpcm. Los procesos con DEA

han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y

35 en la relación peso sobre peso %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es

corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar

el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo con solución, que se utilizan en los

diferentes tratamientos.

La Metildietanolamina (MDEA). La fórmula química de este compuesto es

La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C02), por lo

cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción.

Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases

ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto

selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado

a presiones suficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede

obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del

sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN.

La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo,

higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La

TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción

con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es

también lenta. La fórmula química de la TEA es



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Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente Este proceso

comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo,

con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por

el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfases líquido- vapor y de

la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la

base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la

torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida

después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica.

En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya

que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones

atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar

los gases ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable,

cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de

alimentación.

Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) La eliminación del

Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno (H2S) que acompaña al gas natural, y que se

separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante

de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre

durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La

separación del (H2S) de los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de

aminas; la solución rica en (H2S) se regenera por agotamiento con vapor para

recircularse a la absorción, y el (H2S) separado se procesa en unidades donde

primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción

adecuada de (H2S) y (S02) que enseguida se hacen reaccionar en una reacción

catalítica para generar azufre elemental (S).

Endulzamiento del Gas Natural con Aminas En las figuras 1 y 2 se presenta un

diagrama de flujo de una planta de endulzamiento con Amina en ellas se puede observar:

a.- Un separador de entrada, la principal función de este separador es eliminar

los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran

hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del

gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de

contaminación al proceso de endulzamiento.

b.- El absorbedor o contactor. Este aparato esta formado por una torre donde

entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución

de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta

presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente

gaseosa y transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado,



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el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de

la eficiencia del proceso de endulzamiento.

Para calcular el diámetro del absorbedor de amina se utiliza una fórmula

especialmente deducida para ello, la cual es:

Donde Di = diámetro interno del absorbedor en pulgadas y A = área total del

absorbedor en pies cuadrados (P2) Para poder resolver la ecuación (1) se necesita

convertir en caudal de gas expresado en PCND a condiciones de operación, Luego es

necesario conocer la presión y temperatura de operación, además de la gravedad

específica o la densidad del gas.

Figura 1 Diagrama de Flujo de una

Planta de Endulzamiento de Aminas



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Figura 2 Diagrama de Flujo de una

Planta de Endulzamiento de Amina

c.- Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se

disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es

mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este

tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución.

d.- Intercambiador de Calor Amina- Amina. El principal objetivo de este aparato

es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución

pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras

que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se

recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración,

si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones.

e.- Regenerador. Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de

la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que

regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidor, que sirve para

suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas

ácido contenido en la solución rica.



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f.- Tanque de Abastecimiento. Este aparato se utiliza para almacenar la solución

pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de

concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o

concentrada la planta funciona en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta,

que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno,

perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego

se debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de abastecimiento.

g- Bomba de la Solución Pobre. Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo

cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina

pueda entrar al absorbedor.

h.- Recuperador o Reconcentrador Este aparato es como un rehervidor

adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora

y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás

elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por

el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el

recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.

i.- Regenerador. El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido

contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la

torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el

cuarto plato por debajo del tope.

j.- Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas.

k.- Enfriador de la Solución Pobre. Este es una especie de intercambiador de

calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene

una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo

denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes

ácidos. En el intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución

se enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.

2.-Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizan

por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de

la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el

calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad,

cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el

solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede

realizarse simplemente por reducción de la presión de operación.

La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y

pueden deshidratar gas en forma simultánea Una de las principales desventaja es que

incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo,



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propano y compuestos más pesados (C3+) Hay, también solventes físicos, que tienen

mayor selectividad hacía la absorción del H2S, en presencia de C02., que los solventes

químicos.

3.-Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Estos procesos

trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las

características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas

múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos,

incluso el COS; CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando

la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos

de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso.

b.- Proceso de Endulzamiento por Adsorción. Este es un proceso de

separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales

altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un

fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o

concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta

propiedad es debida a la adhesión.

En la Adsorción la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas

que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las

torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas

tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El

proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases

donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja.

En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes

afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y

C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando

lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del

agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso.

c.- Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Estos procesos se

caracterizan por la selectividad hacia él (H2S), el cual es removido en forma preferencial

por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son de importancia, para evitar

la contaminación ambiental del (H2S. El proceso opera mediante escalas redox. Aquí el

solvente es una mezcla conformada por carbonato de sodio + Ácido Antraquinón

Disulfónico (ADA)+ Metavanadato de Sodio, que actúa como activador Por lo general,

este proceso opera con presiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con

temperaturas desde 70 a 110 F Las etapas reconocidas son:

1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina

2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre

3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA



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4.- Oxidación del ADA reducida con aire.

d.- Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar para

absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas

temperaturas o disminuciones de la presión.

e.- Proceso de Endulzamiento por Membranas En la actualidad se están

utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la

ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20; H2S y C02 son altos

difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad

que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del

gas natural.

F.-Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno el proceso de

Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que

capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa.

Consecuencia de no Endulzar. La principal consecuencia de no realizar el

Proceso de Endulzamiento del Gas uno de las principales consecuencia de la presencia

de gases ácidos es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe

manejar en todas las instalaciones de endulzamiento el tipo de solución endulzadora y su

concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más

propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador,

debido a las temperaturas elevadas que se manejan.

La selección adecuada de un método, para realizar el proceso de endulzamiento

del gas natural, es de gran importancia. En realidad existen muchos procesos para la

remoción de los gases ácido de las corrientes del gas natural. Antes de seleccionar un

determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de

alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas

residual. Luego se recomienda realizar una evaluación de todos los procesos existentes,

con el objetivo de seleccionar la mejor opción. Los principales factores que se deben de

considerar para la selección de un proceso de endulzamiento con alta eficiencia son:

a.- Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente En este se refiere a la

presencia de H2S, C02, C0S, RHS, etc. Aquí se recomienda analizar en forma exhaustiva

las Normas, que Venezuela establecer, referidas a la cantidad de los gases ácidos que se

permiten en el ambiente, también las leyes internacionales del tema.

b.- Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover Con el

objetivo de seleccionar un proceso de alta eficiencia en el proceso de endulzamiento es

necesario tener un preciso conocimiento de la composición y concentración del gas de

alimentación. Existen procesos que son de alta eficiencia para la eliminación del Dióxido

de Carbono (C02), mientras que otros lo son para la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno



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(H2S) e impurezas en general. Esto es necesario hacerlo, ya que el C0S y el CS2,

reaccionan con la MEA en forma irreversible, produciendo con ello la degradación de la

solución, y por ende detienen o hace ineficiente el proceso de endulzamiento. También la

presencia de hidrocarburos líquidos y agua son problemáticos para la eficiencia del

proceso.

c.- Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar Para una mayor

eficiencia del proceso de endulzamiento es necesario conocer con un cierto grado de

precisión, el tipo y la concentración de los gases ácidos. Tal, como hay procesos de

endulzamientos que son de alta efectividad, pero en concentraciones bajas de los gases

ácidos.

d.- Especificaciones del Gas Residual. En este caso es de gran importancia

saber, donde será utilizado el gas dulce. Esto significa que no todos los procesos de

endulzamiento pueden alcanzar las especificaciones válidas para la industria.

e.- Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado. Cuando el proceso

de endulzamiento se realiza con MEA La temperatura del gas de carga varía de 50 a

150F y la temperatura del proceso varía entre 100 y 270 F, con lo cual el H2S se puede

recuperar casi el 100%, mientras que las presiones varían desde atmosférica hasta 1500

lpcm Otros factores a tomar en cuenta son Volumen del gas a ser procesado; control de la

Corrosión; Fracción molar de los hidrocarburos en el gas; requerimientos de selectividad;

Costos de operación; Especificaciones de los productos líquidos.

Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento .El

procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y

los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son:

a.- La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos.

b.- Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes

contaminantes.

c.- Costos operativos y confiabilidad del proceso.

d.- Condiciones climáticas y toxicidad del solvente o reactivo utilizado.

e.-Disposición de los subproductos.

Contaminantes del Gas Natural Los contaminantes del gas natural son varios,

por ejemplo: Agua (H20), la cual puede encontrase en forma de vapor o libre, también

dentro de las impurezas se encuentra el Nitrógeno (N2), el oxigeno (02), el monóxido de

carbono (C0) y el mercurio (Hg).



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El mercurio es particularmente dañino en los intercambiadores de calor a base de

aluminio (Al), que se utilizan en los procesos criogénicos. Proceso que se denomina

Venenos Catalíticos, los principales gases ácidos son:

a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) b.- Dióxido de Carbono (C02)

c.- Monóxido de Carbono (C0) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)

e.- Disulfuro de Carbono (CS2) f.- Mercaptanos (RSH)

Definición de Ácido Quizás para comprender la definición de gas ácido habría

que definir lo que se considera un componente ácido, para eso se tienen las definiciones

de:

Arrhenius, para el cual: Ácido es toda especie química, que en solución acuosa

produce hidrogeniones (H+) o (hidronio (H30+). Un ácido fuerte es aquella especie

química que con mayor facilidad produce hidrogeniones.

Bronsted y Lowry: Ácido es toda especie química, capaz de donar un protón.

Luego un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad dona un protón.

Lewis: Ácido es toda especie química capaz de aceptar un par de electrones un

ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad acepta un par de electrones.

Fundamentado en estas definiciones se puede saber él porque algunas de las

impurezas del gas natural son de carácter ácido. En este caso la definición de gas ácido

se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02).

Otros componentes de naturaleza ácida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un

compuesto inestable corrosivo y tóxico, que por lo general se descompone en (H2S) y

(C02).

Los Mercaptanos La fórmula general de los mercaptanos es (RSH), donde los

más comunes son el metil y el etilmercaptano, son reconocibles por su olor y el alto poder

corrosivo. Además tienen la habilidad de reaccionar con los solventes

descomponiéndoles, disminuyendo con ellos la eficiencia del proceso donde el solvente,

esta siendo utilizado. Los disulfuros de fórmula general (RS2), entre los cuales se

encuentra el disulfuro de carbono (CS2), son compuesto metaestable de baja estabilidad.

La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene

(≤ 4 ppm, v de (H2S);< 3% de (C02) y ≤ 7 lb de (H20)/ MM PCN. Si esto ocurre será

necesario remover los gases ácidos de la mezcla.

Entre las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son:



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a.- Seguridad del proceso que se realiza

b.- Control del proceso de corrosión

c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso

d.-Impedir la formación de hidratos

e.-Disminuir los costos del proceso de compresión

f.-Satisfacer las normas de gestión ambiental y

g.-Evitar el envenenamiento de los catalizadores .

Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos: Una de las principales

consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión.

Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), y

dióxido de carbono (C02). Además de la presencia de agua (H20). Estos componentes

provocan corrosión dentro de cualquier instalación. Sobre todo si es una tubería de acero,

en la cual predomina el hierro en forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del

hierro, tal como las formas naturales son la Ferrosa (Fe+2) y Férrica (Fe+3). Luego como

es natural al buscar el hierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es

catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua.

En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H2S/C02 son

menos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y la alta

concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. La

remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hace necesaria para

reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamiento y transporte de gas.

Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones

de seguridad para la salud y el medio ambiente.

Corrosión por Presencia de Gases Ácidos Este proceso de corrosión se divide:

Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO2): este tipo de

corrosión, representa uno de los principales problemas que confronta la industria

petrolera. En vista que el C02 en presencia de agua libre forma ácido carbónico (H2C03).

El ácido ataca al hierro y forma bicarbonato de hierro soluble (Fe(HC03)2), que al

calentarse libera Dióxido de Carbono (C02), mientras que el hierro forma un óxido

insoluble. Si en el medio esta presente el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) reaccionará con

este óxido para formar Sulfuro Ferroso (FeS).

Todo, esto ocasiona deterioros severos en los equipos e instalaciones

pertenecientes al área de producción, almacenaje y transporte. Debido a su bajo costo el

material de construcción mayormente utilizado es el acero al carbono, el cual es

altamente susceptible a ser corroído por la presencia de un alto contenido de Dióxido de

Carbono (CO2). Es necesario entender el proceso de corrosión por CO2 para poder

predecir, prevenir y atacar sus efectos de manera efectiva.



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Tipos de Corrosión por CO2: Ikeda ha clasificado la capa de carbonato de hierro

en la superficie del metal en tres diferentes tipos, dependiendo de las propiedades físicas

de la capa y la temperatura a la cual se forma.

Tipo I: La corrosión es homogénea y ocurre a temperaturas menores de 140ºF y

pH menores de 5, que no contribuyen a la formación de una película estable sobre el

metal. La disolución del hierro no es alta, pequeñas cantidades de (FeCO3) se forman en

la superficie y por ende el producto de corrosión no cubre enteramente la superficie, y

además tiene poca capacidad de adhesión y es arrastrado de la superficie del metal por el

fluido en movimiento, pasando a la solución.

Tipo II: La corrosión es localizada, se define para temperaturas intermedias

cercanas a los 212ºF. En este rasgo de temperatura se produce la mayor tasa de

corrosión y se observan picaduras en el metal. Simultáneamente, comienza el crecimiento

de cristales de (FeCO3), sobre la superficie del metal, creándose gran cantidad de sitios

de alta y baja densidad electrónica, de esta manera la capa de (FeCO3), será

heterogénea de lento crecimiento y porosa, los poros presentes actuarán como sitios

anódicos en el proceso de corrosión, y con ello propician la corrosión localizada.

Tipo III: Ocurre a temperaturas superiores a los 392ºF, la corrosión disminuye por

la formación de una capa delgada, compacta, adherente y de buenas propiedades

mecánicas de (FeCO3). La velocidad de disolución del hierro y la velocidad de formación

del FeCO3 son altas, de tal manera que la núcleación de cristales de FeCO3 sobre la

superficie es rápida y uniforme. Alrededor de los 392 F se observa un nuevo incremento

en la velocidad del Proceso de corrosión, el cual podría atribuirse a la formación de un

óxido de hierro, cuya fórmula es (Fe3O4), disminuyendo la estabilidad y protección de la

capa de pasivación. En general, podría establecerse que las velocidades de corrosión por

dióxido de carbono alcanzan un máximo cuando la temperatura está por debajo de

212 ºF.

Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO2.Los factores que

influyen sobre este proceso de corrosión son:

.

a.- pH de la solución: desempeña un rol importante cuando se forman capas de

carbonatos, debido a que la solubilidad de éstos disminuye a medida que el pH aumenta.

En el nivel de pH medio (4-10), la velocidad de corrosión está controlada por la velocidad

de transporte del oxidante tiende a seguir uno de los tres patrones generales.

b.- Temperatura: la formación y protección que ofrece la capa de carbonato de

hierro depende de la temperatura. La velocidad de corrosión tiende a aumentar conforme

se eleva la temperatura El aumento de la temperatura disminuye la solubilidad del CO2.

c.- Presión: La presión incrementa la solubilidad del CO2 en el agua, provocando



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la disminución del pH. y la presión parcial de CO2 influye de tal forma que la velocidad de

corrosión se incrementa en función de ésta en un orden exponencial de 0.5 – 0.8.

d.- Flujo: es otra variable muy importante en la corrosión por CO2. El flujo en

forma líquida afecta las reacciones químicas o electroquímicas en los procesos de

corrosión. Así mismo, puede contribuir a la formación de una película estable sobre la

superficie del metal por incremento de transferencia de masa, pero también puede

remover la capa protectora por erosión.

e.- Concentración: la concentración de iones inorgánicos, tales como Calcio;

(Ca+2) ; Carbonatos (C03 -2) y Ferrosos (Fe+2) en solución acuosa, determinan la

formación y composición de los productos de corrosión.

Existen también otros factores que afectan la corrosión, tales como: Dimensión del

sistema.; Régimen de flujo.; Relación volumétrica entre fases. Velocidad de los flujos.;

Características fisicoquímicas del medio.; Material expuesto. y Presencia de sólidos en el

fluido.

b. Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Este tipo de

corrosión; se presenta en la industria petrolera asociada a los pozos de producción de

hidrocarburos ácidos o gases ácidos (gases o petróleos que contienen azufre).

La presencia de este gas es posible en mayor o menor proporción en función del

yacimiento en producción. El contenido de azufre presente en el gas es producto de

ciertas reacciones químicas con mercaptanos (RHS) y disulfuros (CS2), así como

reacciones metabólicas de organismos microbianos anaerobios. El gas H2S disuelto en

agua en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo

de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de

hierro sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión general por H2S.

Además de la corrosión general, se pueden presentar otros dos tipos de corrosión

por H2S. Estos son

1.- Corrosión bajo tensión Por presencia de Sulfuro de Hidrógeno (CBTS) en

presencia de sulfuros en la cual la resistencia mecánica de los aceros, la presencia de

esfuerzos residuales y/o externos anudado a un medio sulfurado, promueven este

fenómeno. La norma NACE-MR-01-75 [19] establece criterios para determinar cuando un

medio puede ocasionar fallas por corrosión de sulfuros (FCPS), considerando que en un

sistema puede ocurrir (FCPS) cuando la presión parcial del H2S en el gas es mayor o

igual a 0,05 lpcm.

Adicionalmente la norma especifica que el material debe tener una dureza superior

a 22 Unidades de dureza (HRc) para que se considere susceptible a la corrosión bajo

tensión en presencia de sulfuros, e indica que es poco probable que en un material con



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una dureza menor a la indicada ocurra este tipo de corrosión, pero puede ocurrir corrosión

uniforme causada por H2S. La presión parcial del Sulfuro de Hidrógeno, seguramente un

poco cuestionada por utilizar el concepto de gas ideal, ya que utiliza el concepto de la ley

de Dalton, por lo tanto válida para los gases ideales, se determina por la siguiente

fórmula:

2.- Agrietamiento inducido por hidrógeno, este tipo de corrosión se simboliza

por las letras (CIH) e. Involucra la formación, crecimiento y unión de ampollas internas

producto de un mecanismo de fragilización por hidrógeno. Este fenómeno a diferencia

(CBTS) ocurre en algunos aceros de mediana resistencia que generalmente han sido

aceptados para operar en ambientes ácidos, según la norma NACE TM-01-77.Los

factores que promueven este tipo de ataque son: pH ácidos, temperatura entre 50 y 95 F,

trabajo en frío, aplicación de esfuerzos externos no necesariamente por encima del valor

de fluencia y a presiones parciales de H2S por encima de 0,015 lpcm.

c.- Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S .El gas proveniente de los

pozos de producción presenta mezcla en concentraciones variables de H2S, CO2 y Cl-.

La presencia de alguno de estos agentes, en un medio acuosos, es capaz de producir

graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o

disminuir la velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado.

Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya

que pueden formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre

sulfuro de hierro ( FeS) y carbonato de hierro ( FeCO3), lo que puede, ir en función de la

temperatura, concentración del agente corrosivo y presión, acelerar o disminuir la

velocidad de corrosión, por lo que se considera importante definir cuál de los mecanismos

de corrosión ( Por CO2 o por H2S) es el predominante, antes de determinar el

comportamiento de la velocidad de corrosión en un sistema determinado , según los

resultados obtenidos por Kane la relación entre las presiones parciales de H2S y CO2

proporciona un indicativo que permitirá determinar el mecanismo de corrosión

predominante en el sistema:



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Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas natural

se define como la extracción del agua que esta 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 procesos de deshidratación

y de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar el proceso de

deshidratación son:

- 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.



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b.- Condiciones Secundarias:

1.- Altas velocidades de los fluidos

2.- Presiones pulsantes o inestables

3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación

4.- Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos

La Formación de Hidratos en el Gas Natural, 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 32ºF. 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. 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:



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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.

-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/

MMPCN. 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

- 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 menor.

- 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.



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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. Si, por ejemplo la presión

es constante, a medida que se enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención

de agua disminuye.

La figura 3 (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. Lo que significa, que para utilizar la gráfica se necesita conocer las

condiciones de presión y temperatura de operación, con estos valores, se transporta en la

gráfica y se determina en contenido de agua que contiene la muestra de gas analizada.

Figura 3 Contenido de agua en los

hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe



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Proceso de 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:

- Enfriamiento Directo Este proceso se lleva a cabo mediante el uso de

refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos. En estos casos se sabe,

que el contenido de agua saturada en un gas natural decrece con un aumento en la

presión o con una disminución en la temperatura. Lo que significa, que los gases calientes

saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por Enfriamiento

Directo. Por ejemplo.

Los gases que serán comprimidos por lo normal son enfriados antes de ser

transportados a las líneas de distribución. 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. Posteriormente, este

calor se disipa en el 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 Joule-

Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de Joule-

Thompson 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 (μ ) se

define a través de la siguiente ecuación:

- Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener 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 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:

- 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



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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.

- Expansión Isentrópica. Este proceso se produce cuando la corriente de gas

húmedo pasa a través de un turboexpansor. 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.

Transferencia de Calor: Este parámetro existe, siempre que hay una diferencia

de temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayor temperatura

a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de la termodinámica, esta

energía transmitida se denomina calor. Las leyes de la termodinámica tratan de la

transferencia de energía, pero siempre se refieren a sistemas que están en equilibrio, y

solo pueden utilizarse para predecir la cantidad de energía requerida para cambiar un

sistema de un estado de equilibrio a otro, por lo que no sirven para predecir la rapidez con

que puedan producirse estos cambios.

La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa los

principios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando los métodos de

análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de la transmisión del calor,

además de los parámetros variables durante el proceso en función del tiempo.

Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerar

mecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación, además

del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos de intercambio de

calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos y sus fundamentos, así

como de sus interacciones El calor puede transmitirse de tres maneras.

-Conducción de Calor Puesto que el calor es la energía de la actividad molecular,

una forma simple de transferencia, será la comunicación directa de la energía molecular a

través de una sustancia por medio de colisiones entre sus moléculas, esta forma de

transferir el calor se denomina conducción Los metales son buenos conductores de

electricidad, por tener electrones libres, y como estos electrones libres contribuyen

poderosamente a la conducción del calor, lo que hace que los metales sean excelentes

conductores de electricidad.



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- Convección de Calor. Esta es una forma de transmisión del calor de un lugar a

otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor por convección de un

cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con el cuerpo. Si el movimiento

es provocado por las diferencias de densidad debidas a la diferencia de temperatura en

las diferentes localidades del fluido, se conoce como convección natural. Si el movimiento

del fluido es provocado por un agente externo como un ventilador, se denomina

convección forzada. La transferencia de calor por corrientes de convección en un líquido o

en un gas, está asociada con cambios de presión, debidos comúnmente a cambios

locales de densidad. Un aumento de temperatura en un fluido va acompañado por un

descenso de su densidad.

- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferencia

de calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante, similar en

su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación es luminosa. En esta

forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormes antes de ser absorbida por

un cuerpo y transformada de nuevo en calo. La radiación es la transferencia de calor por

radiación no requiere ningún medio material intermedio en el proceso. La energía se

traslada desde la superficie de sol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en

energía calorífica. La radiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de

alta temperatura a un cuerpo de baja temperatura.

- Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas. El

fundamento de este proceso es entre las reacciones químicas, que ocurren entre el agua

y ciertas sustancias químicas. Lo que involucra, por lo general un proceso de alta

efectividad, cuando se aplica a la deshidratación del gas natural. Pero, el proceso de

regeneración de la sustancias puede convertirse en un proceso muy complejo. Y, desde

luego le quita la posibilidad de utilizarlo a nivel industrial. Y convierte al proceso a

condiciones de laboratorio, y se utiliza fundamentalmente para determinar el contenido de

agua en el gas natural.

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.



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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

permanente 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.

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:

1.- Etilénglicol (EG) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso

molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 ºF

2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es

de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 ºF

3.- Trietilénglicol (TEG) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El peso molecular

alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19º F

4.- Tetraetilénglico (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso

molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22º F.

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 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.

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. 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;



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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 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 54ºF. Pero,

esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el

agua es por ejemplo 99% P/P EL (DPR) es en 90 ºF, mientras que si se utiliza (DEG) es

84ºF.

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

65ºF, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto de

Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth:

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 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:

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.



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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. El uso de estas sustancias se fundamenta en que:

1.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua.

2.- Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio

3.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el

horno y se puede reutilizar

b.- 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. 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.



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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.

PASOS DE UN PROCESO DE DESHIDRATACIÓN CON GLICOL

El Etilenoglicol y el Dietilenoglicol se utilizan con frecuencia inyectados en la

corriente de gas en procesos de refrigeración y expansión, pero hay que tener en cuenta

que no pueden utilizarse a temperatura menores a 20ºF. En la figura 4 se presenta una

Típica Planta de Deshidratación con Glicol.

En ella se observa, que el gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un

depurador, entra por en fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de

al 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. En general, se puede señalar que la eficiencia de

un proceso de deshidratación con glicol depende principalmente de las siguientes

variables:

1.- La Concentración del Glicol La cantidad de glicol en la torre de absorción es

una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La

importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser

controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol

depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador.



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Figura 4 Unidad de Deshidratación con TEG

b.- La Tasa de Flujo del Glicol. Las plantas de glicol por lo general utilizan una

tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG / lb de agua extraída.

c.- El Número de Platos. Este parámetro y la concentración del glicol son

variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación,

entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración

del glicol.

PRINCIPALES EQUIPOS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN CON

GLICOLES

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. Es una torre donde el gas cargado con agua,

se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado,

b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente

directa o indirecta. La parte principal de este aparato se encuentra en el horno. El

regenerador puede calentarse con vapores de agua, con aceite de calentamiento o fuego

directo.



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c.- Filtros En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz .Estos

equipos sirven para separar las impurezas

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.

f.- Válvulas de Expansión. En vista que, por lo general el glicol en el horno se

encuentra a presión atmosférica y en absorbedor existe alta presión, se debe de utilizar

una válvula para lograr controlar los siguientes aspectos, que son la caída de presión y el

control del nivel de glicol en el absorbedor.

g.- Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos. Es equipo se encarga de la

separación del gas y el condensado que arrastra el glicol desde al absorbedor

h.- Intercambiadores. En este aparato el glicol rico a temperatura ambiente es

utilizado para enfriar el glicol pobre que viene del horno. Para que este proceso ocurra se

utilizan intercambiadores de tubo y carcasa. El glicol rico se puede calentar hasta una

temperatura de 300ºF, mientras que el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 ºF.

El papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia,

en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de

ahorrar energía. Luego se desea obtener un equipo, que optimice el proceso, y por lo

tanto pueda ahorrar energía, en la realización del proceso con una alta eficiencia. La

optimización del proceso, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y

rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento

energético del sistema.

En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste

en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía

por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los

intercambiadores de carcasa y tubos, y su función consiste en evaluar el coeficiente

global de calor entre las dos corrientes fluidas.

Deshidratación del Gas Natural por Adsorción 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.



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Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluidos 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 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: 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 la 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 3- 10 angstroms (3-10 A). Los tamices

moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para

los procesos criogénicos.

b.- Alúmina Activada. Este material esta 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 (-100ºF). Este material

tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica.



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c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta

conformado principalmente por Oxido de Silicio (Si02 )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.

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

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 5 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural por

adsorción 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

Figura 5 Unidad de deshidratacion por adsorcion

guia tratamiento prof a rodriguez

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