Universidad de Oriente

Núcleo de Anzoátegui

Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas

Departamento de Ingeniería Química

Tratamiento de Gas

Prof. Fidelina Moncada Realizado por:

De la Rosa Danicy. C.I: 19157906

Farías, Jesús. C.I: 18299957

Hernández, Yulianny. C.I: 20064935

Puerto La Cruz, octubre de 2013

INDICE

OPTIMIZACION EFECTIVA DEL PROCESO DE DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL POR

TRIETILENGLICOL (TEG)

________________________________________________________________________________

Pág.

INTRODUCCIÓN ---------------------------------------------------------------------- 3

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ------------------------------------------- 4

o Propósito de la Deshidratación del Gas Natural.

o Técnicas para deshidratar el gas natural.

o Contenido de Agua en el Gas Natural.

Gas húmedo (Gas de entrada)

o Efectos del Agua en el Gas.

Formación de ácidos.

Formación de hidratos.

Peligro de explosión.

Obstrucción de las tuberías.

DESHIDRATACION POR ABSORCION CON GLICOL -------------------------- 13

o Efectos que influyen en la selección del glicol.

o Proceso de deshidratación del gas natural con glicol.

Factores de deterioro del glicol.

Propiedades de los Glicoles en el Proceso de Deshidratación

CONCLUSIONES --------------------------------------------------------------------------23

BIBLIOGRAFÍA --------------------------------------------------------------------------- 24

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INTRODUCCION

Las plantas de procesamiento de gas, cuyo objetivo es recuperar LGN (líquidos del

gas natural) Utilizan normalmente procesos a bajas temperaturas. En estos casos es

necesario deshidratar el gas para que la planta pueda operar sin riesgo de formación de

Sólidos. La profundidad de la deshidratación dependerá del nivel de la temperatura del

proceso; así en un proceso criogénico donde se alcancen niveles de -125 ºF, la cantidad

agua permisible será menos de 1 lb por millones de pies cúbicos estándar. Para lograr

deshidratar un gas a ese nivel, suelen emplearse procesos como la adsorción, absorción,

inyección de un líquido, por expansión, entre otros.

Normalmente el gas natural, tal como se extrae de los pozos, viene cargado con agua,

la cual suele estar presente en estado gaseoso junto con los otros componentes que integran

la mezcla de hidrocarburos. Los cambios de presión y temperatura que experimenta el

fluido, hacen que el agua se deposite en forma líquida en las tuberías que se utilizan para

transportarlo. Así cuando el gas está cargado de agua (saturado) produce depósitos de

líquido al bajar la temperatura. Para que no haya agua en el gas, éste se deshidrata es decir

se le extrae el agua que contiene. Los niveles hasta donde se puede deshidratar dependerán

del propósito o destino que se tenga para ese gas.

La deshidratación del gas natural por cualquier medio es hecha principalmente para

prevenir la formación de hidratos en el gas natural durante su transmisión y se define como

la remoción del agua en forma de vapor que se encuentra asociada con el gas desde el

yacimiento. Este proceso es necesario para asegurar una operación eficiente en las líneas de

transporte de gas y se puede realizar mediante el uso de un desecante como el

trietilénglicol.

3

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OPTIMIZACION EFECTIVA DEL PROCESO DE DESHIDRATACION DEL

GAS NATURAL POR TRIETILENGLICOL (TEG)

1. DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL

El gas natural y el condensado asociado se producen a menudo del depósito saturado

(en equilibrio) con agua. Además, el gas y el condensado contienen a menudo el CO2 y

H2S que requieren ser retirados. Esto se logra con frecuencia con las soluciones acuosas

tales como aminas, carbonato de potasio, etc. que saturen el gas o el condensado con agua.

La Deshidratación del Gas, es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada

hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente

este porcentaje es igual o inferior al 1% de agua. Una parte del agua producida por el pozo

petrolero, llamada agua libre se separa fácilmente por acción de la gravedad, tan pronto

como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja.

La deshidratación del gas natural se define entonces, como la remoción del agua en

forma de vapor, que se encuentra asociada con el gas desde el yacimiento.

Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos, la acumulación del

agua en los sistemas y asegura, por ende, una operación eficiente en las líneas de transporte

del gas.

1.2. Propósito de la Deshidratación del Gas Natural

El vapor de agua asociado al gas natural, es uno de los contaminantes más comunes

en el gas dado por los inconvenientes que puede ocasionar tanto en procesos posteriores a

los que pudiere estar sometido, como para su transporte a áreas de tratamiento y consumo.

Bajo condiciones normales de producción, el gas natural está saturado con agua. Por los

incrementos de presión o reducción de temperatura el 3 agua en el gas natural se condensa

y se forma en agua líquida. Cuando el agua libre se combina con las moléculas de gas

(metano, etano, propano, etc.), esta forma hidratos sólidos el cual puede taponar válvulas,

equipos y algunas líneas de gas. La presencia de agua líquida puede incrementar la

4

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corrosividad del gas natural, especialmente cuando el gas contiene H2S y CO2. Sin

embargo el contenido de agua en el gas natural puede ser reducido para:

Prevenir la formación de hidratos

Reducir la corrosión en tuberías antes de ser transportado

La acumulación del agua en los sistemas

Asegurar una operación eficiente en las líneas de transporte del gas

Resolver una especificación del contenido en agua

Por otra parte en el transporte y consumo, el gas natural, debe cumplir con

determinadas especificaciones, y una de ellas es la cantidad máxima de agua presente en la

mezcla gaseosa.

1.3. Técnicas para Deshidratar el Gas Natural

Las plantas de procesamiento de gas, cuyo objetivo es recuperar LGN (líquidos del

gas natural) Utilizan normalmente procesos a bajas temperaturas. En estos casos es

necesario deshidratar el gas para que la planta pueda operar sin riesgo de formación de

Sólidos. La profundidad de la deshidratación dependerá del nivel de la temperatura del

proceso; así en un proceso criogénico donde se alcancen niveles de -125 ºF, la cantidad

agua permisible será menos de 1 lb por millones de pies cúbicos estándar. Para lograr

deshidratar un gas a ese nivel, suelen emplearse procesos como:

Adsorción: Proceso físico que se realiza utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente como el Tamiz molecular, gel de sílice y Aluminatos (o alúmina activada).

Absorción: Proceso químico que utiliza un líquido hidroscóspico como el glicol.

Inyección de un líquido: Se bombea un líquido reductor del punto de rocío, como

por ejemplo el Metanol.

Por Expansión: Reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión y luego

separando la fase líquida que se forma.

Deshidratación con CaCl2

Deshidratación por refrigeración

Deshidratación con membranas permeables

5

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Deshidratación por destilación

1.4. Contenido de Agua en el Gas Natural

El gas que viene del yacimiento se considera saturado con vapor de agua, es decir,

toda corriente de gas natural proveniente de los pozos de producción contiene agua en

forma de vapor, junto con otros componentes que integran la mezcla de hidrocarburos. El

contenido en agua saturado de un gas depende de la presión, temperatura, y composición.

El efecto de la composición aumenta con la presión y es particularmente importante si el

gas contiene el CO2 y/o H2S.

La presión y/o la temperatura de los hidrocarburos inciden en la cantidad de agua que

éste puede retener; por tal razón cualquier incremento en la temperatura del sistema

aumentará la presión de vapor del agua en el mismo, aumentando así, el contenido de vapor

en la corriente gaseosa. Si éste es enviado a un sistema de transporte; el agua condensa y se

deposita en forma líquida en las tuberías (gasoducto) lo que reduce la capacidad de flujo o

de transmisión y aumento en la caída de presión. Además la presencia de agua e

hidrocarburo permite a condiciones favorables de presión y temperatura la formación de

hidratos, permitiendo taponamiento, roturas en piezas rotatorias y además de otros

problemas operacionales.

Por otra parte, los componentes ácidos en presencia de agua generan compuestos

corrosivos que atacan la metalurgia y reducen la vida útil de tuberías, equipos y accesorios.

1.4.1. Gas Húmedo (Gas de entrada)

La cantidad de agua que contiene el gas natural se determina por medio de la figura 1;

6

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Figura1. Contenido en agua del gas del hidrocarburo.

7

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También se puede calcular conociendo la composición de las impurezas con la

siguiente ecuación:

Wcga=Yhcs⋅(WcHCS ) + Yco2⋅(WcCO 2 ) + Y H 2 S⋅(WcH 2 S )Ec. 1

Donde:

Wcga: contenido de vapor de agua en el gas

Wcco2: contenido de vapor de agua en el dióxido de carbono puro (Fig. 2)

WcH2S: Contenido de vapor de agua en el sulfuro de hidrogeno puro (FIg.3)

Yhcs: fracción de hidrocarburos

Yco2: fracción de dióxido de carbono

YH2S: fracción de sulfuro de hidrogeno

Y también por medio de la tabla 1. Ecuación de R. Bukacek (toma en cuenta los

hidratos ya presentes).

8

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Tabla 1. Constantes de R. Bukacek

T(ºF) A B T(ºF) A B T(ºF) A B60 12.200 5,77 62 13.100 6,08 64 14.000 6,4166 15.000 6,74 68 16.100 7,10 70 17.200 7,1772 18.500 7,85 74 19.700 8,25 76 21.100 8,6778 22.500 9,11 80 24.100 9,57 82 25.700 10,0084 27.400 10,50 86 29.200 11,10 88 31.100 11,6090 33.200 12,20 92 35.300 12,70 94 37.500 13,3096 39.900 14,00 98 42.400 14,80 100 45.100 15,30

102 47.900 16,0 104 50.800 16,70 106 53.900 17,50108 57.100 18,30 110 60.500 19,10 112 64.100 20,0114 67.900 20,9 116 71.800 21,8 118 76.000 22,70120 80.400 23,70 122 84.900 24,70 124 89.700 25,6126 94.700 26,9 128 100.000 28,0 130 106.000 29,10132 111.000 30,30 134 117.000 31,6 136 124.000 32,90138 130.000 34,20 140 137.000 35,60 142 144.000 37,0144 152.000 38,50 146 160.000 40,00 148 168.000 41,60150 177.000 43,20 152 186.000 44,90 154 195.000 46,60156 205.000 48,40 158 215.000 50,20 160 225.000 52,10162 236.000 54,10 164 248.000 56,10 166 259.000 58,20168 272.000 60,30 170 285.000 62,50 172 298.000 64,80174 312.000 67,10 176 326.000 69,50 178 341.000 72,00180 357.000 74,80 182 372.000 77,20 184 390.000 79,90186 407.000 82,70 188 425.000 85,80 190 443.000 88,40192 463.000 91,40 194 483.000 94,80 196 504.000 97,70198 525.000 101,00 200 547.000 104,00 202 570.000 118,00204 594.000 111,00 206 619.000 115,00 208 644.000 119,00210 671.000 122,00 212 690.000 126,00 214 725.000 130,00216 755.400 134,00 218 785.000 139,00 220 818.000 143,00222 848.000 148,00 224 881.000 152,00 226 915.000 157,00228 950.000 162,00 230 987.000 166,00 232 1.020.000 171,00234 1.060.000 177,00 236 1.140.000 187,00 240 1.190.000 192,00242 1.230.000 198,00 244 1.270.000 204,00 246 1.320.000 210,0248 1.370.000 216,00 250 1.420.000 222,00 252 1.470.000 229,00254 1.520.000 235,00 256 1.570.000 242,00 258 1.630.000 248,00260 1.680.000 255,00 280 2.340.000 333,00 300 3.180.000 430,00320 4.260.000 543,00 340 5.610.000 692,00 360 7.270.000 869,00380 9.300.000 1090,0 400 11.700.000 1360,0 420 14.700.000 1700,0440 18.100.00

02130,00 460 22.200.000 2550

Correlación de R. Bukacek para calcular el contenido de agua en un gas dulce

Ec. 2

9

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Figura 2. Contenido de vapor de agua en el CO2.

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Figura 3. Contenido de vapor de agua en H2S.

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1.5. Efectos del Agua en el Gas

Los cambios en la temperatura y presión condensan este vapor que altera el estado

físico de gas a líquido y luego a sólido dentro de las tuberías y otros recipientes, que pueden

generar problemas que pudieran llegar a ser graves, como en los sistemas criogénicos que

no tienen ninguna tolerancia al agua, ya que estos trabajan a temperaturas comprendidas

entre –100 -300ºF y el agua podría causar problemas muy graves a nivel operacional.

Este vapor de agua debe ser removido para evitar en el sistema los siguientes

problemas: Formación de ácidos y de hidratos, peligro de explosión y obstrucción en la

tubería.

1.5.1. Formación de Ácidos

Cuando hay presencia de CO2 y H2S, conjuntamente con agua libre, se formaran

compuestos ácidos que corroen las tuberías y restos de los componentes metálicos del

sistema.

1.5.2. Formación de Hidratos

Son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve

(sustancia cristalina), se forman por una reacción entre el gas natural (hidrocarburos

livianos como butanos, propanos, etano y metano) y el agua.La formación de hidratos se da

bajo las siguientes condiciones:

1. Presencia de hidrocarburos livianos

2. Baja temperatura

3. Alta presión

4. Gas con agua libre

Debido a que estos sólidos son más densos que el hielo de agua, su formación se ve

favorecida a altas presiones y forman a temperaturas que son considerablemente más altos

que el punto de congelación del agua. Hidratos de gas natural pueden formarse a

temperaturas de hasta 70° F y líquidos como estos cristales de hielo como sólidos o

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semisólidos pueden interferir con el paso de gas natural a través de válvulas y tuberías.

1.5.3. Peligro de Explosión

Si una carga de agua que se haya formado en la tubería entra a una caldera, habrá una

explosión. La magnitud depende de la cantidad de líquido que llegue y de la temperatura

que encuentre. El agua, al evaporarse aumenta 1.700 veces su volumen .

1.5.4. Obstrucción de las Tuberías

Cuando se forman taponamientos, la red de tubería se tapona y el servicio se

interrumpe.

2. DESHIDRATACIÓN POR ABSORCION CON GLICOL

Los glicoles son alcoholes múltiples, es decir, son compuestos químicos que poseen

dos grupos terminales –OH, los cuales presentan muchas características afines con el agua.

La más importante es formar puentes de hidrógeno que es un tipo de enlace molecular que

favorece la solubilidad del agua con otro compuesto. Existen muchas clases de glicoles,

pero los más utilizados en la deshidratación del gas natural son: el etilenglicol (EG),

dietilénglicol (DEG) y trietilénglicol (TEG), sin embargo, casi un 100 % de los

deshidratadores con glicol usan TEG.

Los glicoles son líquidos capaces de absorber agua, debido a que son sustancias

altamente higroscópicas, los cuales presentan las siguientes características:

No solidifican en soluciones concentradas.

No corrosivos.

No forman precipitados con hidrocarburos.

Insolubles en hidrocarburos.

Estables en presencia de CO2, H2S.

Tabla 2. Principales Características de los glicoles

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Glicol Fórmula químicaPeso molecular

(lb/lbmol)Punto de

congelación (ºF)

Etilénglicol (EG) H0C2H40H 62,10 8

Dietilénglicol (DEG) 0H (C2H40)2H 106,1 17

Trietilénglicol (TEG) 0H (C2H40)3H 150,2 19

2.1. Factores que influyen en la selección del glicol:

1. Costos

2. Viscosidad (por debajo de 100 – 150 Cp). Los fluidos que tienen

viscosidades mayores de 150 Cp fluyen con dificultad, por eso es importante conocer la

temperatura y concentración del glicol.

3. Reducción del punto de rocío. Cuando el glicol absorbe agua se reduce la

temperatura de rocío del gas. A esto se le denomina Descenso del punto de rocío y se

calcula basándose en la siguiente ecuación (Hammerschmidth):

ΔT r=d=2335⋅W100⋅M −M⋅W Ec. 3

Donde:

d: descenso del punto de congelamiento o de formación de hidratos

M: masa molecular

W: % Porcentaje por peso del glicol en la fase líquida (solo para concentraciones < 40 %).

Cuando él % es mayor a 40% se lee en las curvas de hidratos Hammerschmidth.

En todo proceso de deshidratación la tasa de circulación del glicol es bien importante,

porque de ella depende un buen contacto entre el líquido y el gas y por lo tanto un buen

proceso de deshidratación.

2.2. Proceso de Deshidratación del Gas Natural con Glicol

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Esta técnica consiste en remover el agua del gas natural para evitar el congelamiento

en la línea de proceso, en la industria el solvente más utilizado para este tipo de proceso es

el TEG (TriethyleneGlycol), el cual remueve significativamente el H2O del gas natural, sin

embargo pequeñas cantidades de ésta (trazas) escapan al proceso.

En la figura 4, se muestra una representación del proceso de deshidratación del gas

con glicoles.

Figura 4. Diagrama de flujo del proceso de deshidratación.

El proceso de absorción puede ser llevado a cabo tanto en una torre de platos como en

una empacada, generalmente en el caso de una torre de platos se requieren de 6 a 8 etapas

para obtener una especificación aproximadamente de 7 lb H2O/MMscf, dependiendo de la

especificación de “Waterdew Point”, los contactores se encuentran entre 6 a 12 platos. Para

los contactores de diámetros pequeños se recomienda empaques, mientras que para

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columnas más grandes se recomiendan platos de campanas de burbujeo o perforados. La

temperatura del contactor esta usualmente limitada a 38 ºC. Una temperatura más baja

ayudaría a reducir las pérdidas por evaporación del solvente y el contenido de agua en el

gas procesado. Debido a la alta viscosidad del glicol se puede establecer una temperatura de

operación de 10 ºC como el límite más bajo. Después del proceso de absorción, la solución

de glicol es enviada a un separador trifásico en donde los hidrocarburos líquidos

arrastrados y el gas disuelto son separados, seguidos por una etapa de filtro para retirar

partículas sólidas. El solvente es regenerado por destilación en una columna generalmente

rellena con empaques y es enfriado en el tope por un serpentín a través del cual circula la

solución de glicol. El reflujo generado por los vapores que condensan ayuda a reducir las

pérdidas de glicol. En este tipo de torres se emplean algunas veces platos en unidades de

gran capacidad. En la figura 4 se puede observar que la deshidratación del gas natural

demanda una alta pureza del solvente reciclado, y este grado de pureza se puede lograr

bajando la presión y aumentando la temperatura en la etapa de regeneración.

A continuación se definen cada uno de los equipos presentes en el proceso de

deshidratación del gas con glicol, reflejados en la figura 4:

Absorbedor de glicol: También se conoce como contactor. Es una torre de platos o

empacada donde el gas, cargado con agua, se pone en contacto (en contracorriente) con el

glicol limpio.

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Figura 5.Contactor de trietilénglicol (TEG).

Válvula de expansión: Debido a que el glicol en el horno está a presión atmosférica

y en el contactor existe alta presión, se debe usar una válvula para lograr: la caída de

presión y un control del nivel de glicol en el contactor.

Separador de Glicol/Hidrocarburos líquidos: Es el recipiente donde se separa el

gas y el condensado que arrastra el glicol desde el absorbedor. El tiempo de retención para

efecto de diseño es de 20 a 45 minutos. La presión de trabajo está entre 50 y 75 psig. La

tasa del gas debe ser menor a 3 MMPCND.

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Figura 6. Separador trifásico de glicol “flash Tank”

Filtros: Sirven para separar las impurezas tales como productos de degradación del

glicol, hidrocarburos de alto peso molecular, productos de corrosión y otras impurezas

arrastradas por el gas. El filtro más usado es el tipo elemento, capaz de retener partículas de

5 a 10 micrones a una diferencia de presión de 2 psig cuando está limpio y de 20 psig

cuanto está sucio. También se usa carbón activado.

Figura 7. Filtros utilizados para el proceso con Glicol

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Intercambiador: El glicol rico a temperatura ambiente se utiliza para enfriar el glicol

pobre que viene del acumulador, usando intercambiadores de tubo y carcasa o de doble

tubo. Algunas veces se instala un serpentín en el acumulador pero no es eficiente. La

temperatura de la solución puede bajarse aún más utilizando un enfriador de aire.

Figura 8. Intercambiadores de Glicol rico/ Glicol pobre

Regenerador: Cuya parte principal es el Horno o rehervidor puede calentarse con

vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. La máxima temperatura en la pared

del tubo podría limitarse a 475 ºF y el flujo de calor a 6800 Btu/hr.pie2 .Se debe asegurar la

evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada. Los vapores de agua son

venteados a través del despojador que consiste en una columna rellena con un serpentín en

la parte superior.

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Figura 9. Rehervidor de Glicol

Para evitar que se descomponga el glicol, se recomienda no pasar de las temperaturas

de regeneración que se muestran a continuación:

Tabla 3. Temperaturas de regeneración

Temperatura Límite

(ºF)

Tipo de glicol

330 EG

360 DEG

400 TEG

Bombas: Equipo utilizado para incrementar la presión de líquidos. El tipo más

utilizado es la de desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las siguientes

consideraciones:

La velocidad de la bomba estaría limitada de 300 a 350 rpm.

El lubricante no puede estar en contacto con el glicol.

La máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170 ºF

20

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Para asegurar el bombeo se instala un acumulador de glicol

2.2.1 Factores de deterioro del glicol

Entre los factores principales se tienen:

Condiciones de acidez

Se produce por absorción de los constituyentes ácidos del gas natural, también por la

descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Para

prevenir la corrosión se debe evitar que el glicol tenga contacto con el aire, utilizando gas

natural o gas inerte en el tanque de almacenamiento.

pH bajo

A niveles de pH debajo de 5.5 el glicol se auto-oxida, esto es el resultado de la

formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos como el ácido fórmico y acético. Por

lo tanto se recomienda mantener el pH entre 6 y 8,5, con un nivel óptimo de 7,3.

Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafina

En ocasiones el gas puede arrastrar sales de los pozos, que al pasar por el sistema de

deshidratación se depositan en las paredes de los tubos del horno hasta que el metal se

rompe por calentamiento. Estos depósitos son conocidos como “manchas calientes” debido

a que producen un color rojo intenso.

Cuando el gas natural es del tipo parafínicos (los alcanos), puede dejar depósitos de

cera en los puntos fríos del sistema, desde donde son arrastradas por el glicol hasta el

horno. Por este efecto se reduce la eficiencia del contacto gas-glicol.

21

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2.2.2. Propiedades de los Glicoles en el Proceso de Deshidratación

TEG DEG EG

Mayores Deshidratación del gasConcentraciones natural produciendo con-

del Glicol pobre (98-99 %) centraciones de glicol en elsin excesivas pérdidas por rango de 95-96 %

evaporación. El Etilénglicol esmás volátil

que el DEGDescenso del punto de por tanto no es Rocío en el rango de usado como

65-75 ºF son comunes de Descenso del punto para la deshidrataciónlograr con TEG, y con equipos de rocío en el rango de de gas con equipos

especiales, descensos del 45-55 ºF cpnvencionalespunto de rocío mayores de 100 ºF pueden obtenerse

Temperatura de operación Temperatura operacionalentre 50- 120ºF menor a 50 ºF

22

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CONCLUSIONES

1. El agua es el contaminante más importante que siempre está presente en el gas

proveniente del yacimiento, ya que produce corrosión y formación de hidratos.

2. Los hidratos son inclusiones sólidas que se forman cuando los hidrocarburos del

gas natural están en contacto con el agua líquida bajo ciertas condiciones de presión

y temperatura.

3. Los hidratos se forman en sistemas de gas o de líquidos recuperados del gas natural,

cuando el gas o el líquido está en o por debajo del punto de rocío del agua.

4. La deshidratación es el proceso usado para quitar el agua del gas natural y de los

líquidos del gas natural (GNL).

5. El gas producido está saturado con agua, la cual, debe ser removida para la

transmisión del gas.

6. La deshidratación del gas con glicol es un proceso de absorción donde el vapor de

agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro.

7. Los glicoles se utilizan típicamente para los usos donde las depresiones del punto de

condensación de la orden de 60° a 120°F se requieren.

8. El glicol absorbe el agua mientras que fluye abajo a través del contactor en sentido

contrario al flujo del gas.

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BIBLIOGRAFÍA

1. GPSA Engineering Data Book. Dehydration natural gas. The 13th Edition 2012.

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