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GLICOL
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DESHIDRATACION DE GAS NATURAL
INTRODUCCION
El gas natural extraído de los yacimientos es un producto incoloro e inodoro, no
tóxico y más ligero que el aire. Procede de la descomposición de los sedimentos de
materia orgánica atrapada entre estratos rocosos. Es una mezcla de hidrocarburos
ligeros en la que el metano (CH4) se encuentra en grandes proporciones, dentro del
reservorio se halla en fase gaseosa, o en solución con el crudo, y a condiciones
atmosféricas permanece como gas. Puede encontrarse mezclado con algunas
impurezas o sustancias que no son
hidrocarburos, tales como ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono.
Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado.
El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el crudo del
yacimiento. Este, a su vez, puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas
en solución (disuelto).
El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra en yacimientos que
no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales. Puede ser
húmedo si tiene compuestos condensables, o seco si no los posee. En los
yacimientos, generalmente, el gas natural asociado se encuentra como gas húmedo
amargo, mientras que el no asociado puede hallarse como húmedo amargo, húmedo
dulce o seco. Cabe señalar, que los dos últimos pueden ser obtenidos a partir del
primero, una vez procesado. Cuando se eliminan los compuestos de azufre, el gas
húmedo amargo se transforma en gas húmedo dulce, y al extraer de éste los
productos licuables se obtiene el gas seco .
Los yacimientos de gas natural se pueden clasificar de la siguiente forma:
1. Yacimientos de Gas Asociado, donde el producto principal es el petróleo
2. Yacimientos de Gas Libre, donde el producto principal es el gas.
3. Yacimientos de Gas Condensado o Gas Rico, donde el gas esta mezclado con
hidrocarburos líquidos.
- 99-
Tanto los líquidos del gas natural (LGN) como el agua a venta deben cumplir con
ciertas especificaciones para lo cual el gas se somete, previamente, a un proceso de
acondicionamiento para remover el agua y los demás contaminantes.
El Gas Natural es el combustible más limpio de origen fósil, contribuye en la lucha
contra la contaminación atmosférica, y es una alternativa energética que destaca por
su creciente participación en los mercados mundiales de la energía. El gas natural se
utiliza extensivamente en usos residenciales, comerciales e industriales. Es la
energía dominante para la calefacción casera. La aplicación del gas natural también
está aumentando rápidamente para la generación y cogeneración de energía
eléctrica, y como combustible del transporte.
En general, el gas natural se clasifica como:
Gas dulce
Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (H2S), menores a 4ppm, y
la GPSA lo define como un gas apto para ser transportado por tuberías, como que
contiene menos de 4 ppm de H2S, menos del 3% de CO2 y 6 o 7 libras de agua por
millón de pies cúbicos en condiciones normales.
Gas acido
Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno, dióxido de
carbono y otros componentes ácidos (COS, CS2, mercaptanos, etc.) razón por la cual
se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.
Gas rico
Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos,
C3+, de aproximadamente 0,3 GPM (galones por 1000 pies cúbicos en condiciones
normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda
contener el gas.
Gas pobre
Es un gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin
embargo, en un sistema de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en (ingles
“wet gas”), al que contiene vapor de agua y “gas seco” (ingles “dry gas”), al que no
contiene vapor de agua.
Composición
- 100-
La composición volumétrica del gas natural tiene variaciones según sea su
procedencia; sin embargo, el gas natural se compone en su mayor porcentaje de
metano, también puede estar compuesto por etano, propano, butano, pentano,
hexano, heptano y sus superiores en menor porcentaje.
No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la
composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos
pozos de un mismo yacimiento pueden tener una composición diferente entre sí.
También la composición del gas varia conforme al yacimiento ya siendo explotado,
es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas extraído, para adecuar
los equipos de acondicionamiento para la nueva composición y evitar problemas
operacionales.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales
hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en
quipos o disminuir el valor comercial del gas, como puede ser el H2O y CO2.
Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El
metano es el principal constituyente de este combustible, el etano, puede estar
presente en cantidades de hasta un 10%, el propano, representa un 3%, el butano,
pentano, hexano y octano también pueden estar presentes.
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción
mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede
ser expresada en porcentaje mol, porcentaje de volumen o porcentaje en peso.
El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades más
pequeñas de otros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos
pocos componentes comunes del gas natural.
Componentes del gas natural
COMPONENTE FORMULA
QUIMICA
USO
- 101-
Metano CH4 Reserva de alimentación química y de combustible.
Existe como gas.
Etano C2H6 Mezclado con metano, como combustible gaseoso y
solo como reserva de alimentación química. Existe
como gas.
Propano C3H8 Reserva de alimentación química o combustible liquido.
Se requiere almacenamiento de presión.
Butanos C4H10 Reserva de alimentación química o combustible liquido.
Se requiere almacenamiento de presión.
Pentanos C5H12 Componentes de condensado.
No se requiere almacenamiento de presión.
Hexanos C6H14 Componentes de condensado.
No se requiere almacenamiento de presión.
Sulfuro de
Hidrogeno (gas
acido)
H2S Componente de gas venenoso del gas natural.
Removido y convertido en azufre elemental.
Dióxido de
Carbono (gas
acido)
CO2 Removido del gas natural si se encuentra en exceso con
respecto a las especificaciones de venta.
Nitrógeno N2 Normalmente no removido. Gas inerte sin valor de
calentamiento en el gas natural.
Agua H2O Removida por especificaciones de venta.
Contaminantes del gas natural
El gas natural por su composición presenta proporciones bajas de algunos
contaminantes, tales como los compuestos azufrados (sulfuro de hidrógeno H2S,
- 102-
Sulfuro de carbonilo COS, Disulfuro de carbono CS2, Mercaptanos R-SH, Dióxido de
Azufre S02, Sulfuro de Alquilo R-S-R’, Disulfuro de Alquilo R-S-S-R’,
Tetrahidriotiofano ThT [(CH2)S]), Nitrógeno N2, Oxígeno 02, Agua H20, Mercurio Hg.
Asfaltenos, Agua libre, lodos de perforación, parafinas, sales (cloruros), sólidos en
suspensión con tamaño de partículas apreciable.
Estos elementos suelen aparecer conjuntamente con el gas natural, ocasionando
efectos indeseables en las operaciones de acondicionamiento que pueden inducir a
situaciones de alto riesgo. Algunos de los efectos de éstos contaminantes son
Hidrocarburos
Estos afectan en gran magnitud a los sistemas de deshidratación ya que disminuyen
la capacidad del glicol para absorber el agua; incrementan las pérdidas de glicol y la
formación de espuma, como también aceleran la formación del carbón en los equipos
tales como rehervidores y filtros.
Sales
En grandes cantidades intervienen como agentes corrosivos de los equipos, a su vez
pueden afectar en la regeneración del glicol disminuyendo su capacidad y
ocasionando puntos calientes en rehervidores de glicol. La solubilidad de la sal
disminuye a medida que aumenta la temperatura en el rehervidor provocando la
precipitación sobre el tubo de fuego.
Agua
Incrementa las pérdidas de glicol y aumenta los costos de regeneración de glicol por
lo que disminuye la eficiencia en el sistema de deshidratación. Afecta la operación de
los separadores de entrada, ya que mantienen los niveles en los mismos altos y
generan drenajes permanentes a la fosa de quema.
Aditivos Químicos
Pueden ser inhibidores de corrosión y/o antiespumantes. Los excesivos volúmenes
de espuma en los sistemas de deshidratación disminuyen el área de transferencia de
- 103-
calor y por consecuencia la eficiencia de absorción del agua. Para eliminar el exceso
de espuma se recomienda añadir antiespumantes al sistema
Sólidos
Promueven la formación de espuma; contribuyen como agentes erosivos en los
equipos y disminuyen la eficiencia en el sistema de deshidratación
Sulfuro de hidrógeno (H2S) y/o Dióxido de carbono (CO2)
En presencia de agua aseguran la existencia de corrosión
H2S/CO2 = Alto (menos corrosividad)
H2S/CO2 = Bajo (sistema más corrosivo)
Otros Contaminantes del gas
El posible contenido en el gas de materiales, polvo, y otras sustancias sólidas y
líquidas, ceras, gomas, constituyentes que formen gomas y compuestos deben ser
limitados hasta la medida en que no se excedan los límites establecidos por las
regulaciones sanitarias y ambientales vigentes.
- 104-
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.
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
Problema que induce el agua en el gas
Un aspecto que suele complicar el manejo del gas producido, es conocer con certeza
el volumen de agua, que puede estar disperso en el gas natural, (generalmente se
encuentra saturado con agua en forma de vapor). 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 :
- 105-
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.
Peligro de Explosión
Si un bache 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.
Obstrucción en la Tubería
Obviamente cuando se forma estos taponamientos, la red de tubería se tapona y el
servicio se interrumpe.
Hidratos de gas natural
El hidrato es un sólido complejo cristalino estable, con apariencia de hielo pero posee
una estructura diferente. Se forma en sistemas de gas o de líquidos recuperados del
gas natural (NGL), cuando el gas o el líquido está en o por debajo del punto de rocío
del agua, normalmente cuando hay presencia de agua líquida sin embargo; no
necesariamente tiene que darse esta condición, pues una vez que el gas este
saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor a sólido sin formar líquido.
La temperatura de formación de hidrato a una presión dada depende de la
composición del gas. Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como
cristales, tomando apariencia de nieve, se producen por una combinación de agua
con hidrocarburos livianos (butanos, propano, etano y metano) y/o gases ácidos
(CO2 y H2S) y su composición es aproximadamente un 10% de hidrocarburo y un
- 106-
90% de agua, su gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden
en los hidrocarburos líquidos.
Cuando se forman hidratos éstos tienden a bloquear tuberías, equipos e
instrumentos, restringiendo o interrumpiendo el flujo. En tomas de presión de
medidores e indicadores, producen falsas lecturas de presión y errores de medición.
Una vez que se forman los hidratos su remoción es bastante difícil.
FIG.. 5 Formación de hidratos de metano.
Las condiciones para que se formen los hidratos son: Baja temperatura
( temperaturas menores que de la formación de hidratos a la correspondiente presión
de operación) , alta presión, gas con agua libre o cerca del punto de rocío.
Factores que afectan a la formación
Composición del gas, altas velocidades, pulsación de presión, pequeños cristales,
existencia de lugares apropiados, presencia de termo pozos o escamas en la tubería
Contenido de Agua en la Región de Hidrato
- 107-
La Fig. 20-3 del GPSA se basa en el supuesto de que la fase de agua
condensada es un líquido. Sin embargo, a temperaturas por debajo de la
temperatura de hidrato del gas, la fase condensada será un sólido (hidrato).
El contenido de agua de un gas en equilibrio con un hidrato, será menor que en
equilibrio con un liquido metaestable. Esto se conoce como la zona de advertencia
“Warning” en la Fig. 20-3 del GPSA. (zona de líneas punteadas).
La formación de hidratos es un proceso dependiente del tiempo. La rata a la cual se
forman los cristales de hidrato depende de varios factores que incluyen, composición
del gas, presencia de sitios nucleares de cristales en la fase líquida, grado de
agitación, etc.
Durante esta transición (período de formación del hidrato), el agua líquida presente
se denomina liquido metaestable.
Agua metaestable es agua líquida la cual, en equilibrio existirá como un hidrato. En la
Fig. 20-13 se muestra el contenido de agua de un gas en equilibrio con el hidrato y
se compara con el contenido de agua metaestable.
El contenido de agua para gases en la región de hidrato es fuertemente dependiente
de la composición, luego la Fig. 20-13 no debe extrapolarse para otras
composiciones.
Cuando se diseñan sistemas de deshidratación (particularmente con TEG) para
cumplir con especificaciones drásticas de bajos puntos de rocío de agua, se requiere
determinar el contenido de agua del gas en equilibrio con un hidrato usando una
correlación como la que se presenta en la Fig. 20-13.
Si se usa una correlación metaestable, se puede sobreestimar el contenido de agua
saturada del gas a la especificación de punto de rocío, y como resultado se puede
llegar a un diseño que no puede alcanzar la remoción de agua requerida.
Predicción De Condiciones Para La Formación De Hidratos
Las condiciones para formación de hidrato pueden también ser calculadas en forma
manual o usando un programa de computador para simulación de procesos.
- 108-
Los cálculos manuales pueden hacerse con base en los métodos del GPSA
mediante el uso de cartas o siguiendo un procedimiento de cálculo de equilibrio
vapor/sólido.
En forma similar a como se hizo en los cálculos para contenido de agua en el gas,
los cálculos manuales para predecir la formación de hidratos deben ser ajustados
para gases agrios. Baille & Wichert desarrollaron una carta para estimar las
condiciones de formación de hidratos en gas natural agrio, la cual puede también
usarse en gas dulce. Esta carta corresponde a la Fig. 20-27 del GPSA.
Con reconocidos programas de computador para simulación de procesos, es posible
estimar buenas condiciones para formación de hidratos con desviaciones de
alrededor de 2 °F.
Generalmente estos programas se pueden usar en forma confiable para diseño,
especialmente, cuando el sistema, es complicado; como el caso de formación de
hidratos sin que se tenga agua libre condensada del gas, donde se requiere un
modelo de cálculo termodinámico riguroso.
Con las Figs. 20-15 a 20-17 se pueden hacer aproximaciones a las condiciones de
formación de hidratos, pero se producen errores significativos para composiciones
diferentes a las usadas para construir dichas cartas, porque las condiciones a las
cuales se forman los hidratos se afectan fuertemente por la composición del gas.
Los siguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar su uso.
Acciones para evitar su formación
Modificar condiciones de presión. Llevar el punto de roció de agua por debajo de la
temperatura de operación. Introducir sustancias que bajan la temperatura de
formación de hidratos. Elevar la temperatura del gas.
La formación de hidratos puede evitarse removiendo el agua del gas o del líquido
antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual
podrían aparecer os problemas mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el
agua que se ha condensado.
Tanto el H2S como el CO2 contienen más agua a saturación que el metano o mezclas
de gas natural dulce, particularmente a presiones por encima de 700 psia a
- 109-
temperatura ambiente; por lo tanto, a presiones por encuna de 700 psia, se debe
hacer corrección por H2S y CO2.
Estas correcciones son significativamente más necesarias a más altas
concentraciones y presiones.
Para la carta de la Fig. 20-3 del GPSA la corrección por gravedad de gas no debe
usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por el efecto de ciertos hidrocarburos
no siempre es adecuada, especialmente en la predicción de contenido de agua a
presiones por encima de 1,500 psia.
La línea para formación de hidratos es aproximada y no debe usarse para predecir
condiciones de formación de hidratos.
El GPSA tiene dos métodos simples para determinar el contenido de agua de gases
agrios. Sin embargo, el primer método que consiste en un promedio aditivo de la
fracción mol correspondiente a los contenidos de agua en los constituyentes dulce y
agrio, no es consistente y por lo tanto es inseguro.
Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas ácido por debajo de 40%,
mediante el uso de la siguiente ecuación y las Figs. 20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.
W = yHC WHC + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S Ec. 3-1
Nótese que las Figs. 20-8 y 20-9 del GPSA suministran valores para el término
contenido de agua "efectivo" de CO2 y H2S en mezcla de gas natural, el cual debe
usarse solamente en la Ec. 3-1. Estos no son contenidos de agua para C02 y H2S
puros.
El segundo método del GPSA que se basa en el uso de las Figs. 20-10 y 20-11 es
más seguro, pero tiene una aplicación limitada a 6,000 psia y requiere interpolación
para determinada presión entre las dadas en las cartas.
Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración
"equivalente" de H2S. Para propósitos de este método, se as une que el CO2
contribuye con el 75% del agua en la mezcla gaseosa, sobre una base molar como
H2S. Los siguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar el uso de las figuras y los
métodos anteriormente descritos.
- 110-
EJEMPLO 3-1
Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y
dulce a 150 °F y 1,000 psia.
a. Si el gas tiene un peso molecular de 26 Ib/lbmol.
b. Si el gas está en equilibrio con una salmuera al 3 %.
Solución:
a. De la Fig. 3-1 (@ 150 °F y 1,000 psia), W = 220 Ib/ MMscf
para PM = 26(@ 150 °F), Cg = 0.98
W = 0.98(220) - 216 lb/MMscf
b. De la Fig. 3-1 (@ salmuera al 3 %), Cs = 0.93
W = 0.93(220) = 205 lb/ MMscf
EJEMPLO 3-2
Determinar el contenido de agua saturada de una mezcla 80% CH4 - 20% CO2
a 160 °F y 2,000 psia. El valor experimental para el contenido de agua fue 172
lb/MMscf.
M étodo Uno
De la Fig. 3-1 (@ 160 °F y 2,000 psia), WHC = 167 lb/MMscf
- 111-
De la Fig. 3-2 (@ 160 °F y 2,000 psia), WCO2 = 240 lb/MMscf
De la Ec. 3-1, W = yHC WHC + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S
W = 0.80(167) + 0.20(240)
W = 182 lb/MMscf
FIG. 3-1 Contenido De Agua – Método De Mcketta
- 112-
FIG.. 3-2 contenido efectivo de agua para el co2 en mezclas de gas natural
- 113-
M étodo Dos
Convertir la composición de CO2 a una concentración "equivalente" de H2S,
yH2S (pseudo):
yH2S (pseudo) = 0.75(yCO2) = 0.75(0.20) = 0.15
De la Fig. 3-3 (@ 160 °F y 15 % H2S) y con ρH2O= 350 lb/bbl :
W = 0.49 bbl/MMscf * 350 lb/bbl
W = 172 lb/MMscf (igual al experimental)
- 114-
Wichert and Wichert desarrollaron un método simple para el cálculo de contenido de
agua en gas agrio hasta con un 55 % de H2S "equivalente". El método aplica hasta
200 °C (393 °F) y 100 MPa (14,500 psia). Con base en pruebas del método hechas
por los autores, los resultados tienen una precisión de 5 -10 %. En la Fig. 3-4 se
presenta la carta utilizada para este método, en combinación con la Fig. 20-3 del
GPSA.
El siguiente ejemplo ilustra el uso de este método para estimar el contenido de vapor
de agua en un gas natural agrio.
EJEMPLO 3-3
Calcular el contenido de agua en equilibrio para un gas agrio que contiene 45% mol
de CH4, 15% molde H2S y 40% mol de CO2, a 100 °F y 2,000 psia.
Solución:
De la Fig. 3-1 (@ 100 °F y 2,000 psia), W(gas dulce) = 38 lb/MMscf
Calcular el H2S equivalente, H2S(equiv.) = 15(H2S) + 0.75(40(CO2))
H2S(equiv.) = 45 %
FIG. 3.3 Contenido de gases ácidos hasta 2000 Lpca
- 115-
FIG.. 3-4 water content ratio chart for sour natural gas
- 116-
De la Fig. 3-4 (@ 100 °F, 45 % H2S equiv. y 2,000 psia),
- 117-
Relación cont. agua = 2.08
H2O en gas agrio
H2O en gas dulce
Calcular W(gas agrio), W(gas agrio) = 2.08 * 38 = 79.04 lb/MMscf
Otro método para estimar el contenido de agua en gases dulces o agrios es el
de Campbell. Este método está desarrollado sobre una base teórica y aparentemente
es confiable; sin embargo, no muestra datos de prueba.
El contenido de agua saturada de una corriente puede también ser determinado
usando un programa de computador de simulación de procesos. En este caso se
adiciona agua a la corriente de gas hasta que una pequeña fracción en fase líquida
aparezca. La precisión de los cálculos por simulación depende de lo bien que la base
termodinámica modele el sistema, normalmente se utilizan ecuaciones de estado.
Con base en comparaciones recientes de datos experimentales para gas ácido, el
contenido de agua que se predice es razonablemente bueno hasta 800 psig, por
encima de dicho valor, los modelos de estado en simuladores comerciales
sobrepredicen sustancialmente el contenido de agua.
El manejo del contenido de agua en gas ácido es un tema muy complejo. Los
datos y métodos presentados en el GPSA no deben ser usados para diseño final.
Las Figs. 20-4, 20-5, 20-6 y. 20-7 se basan en datos experimentales. Una
determinación precisa de contenido de agua requiere un estudio cuidadoso tanto
teórico como con datos experimentales. En muchos casos datos experimentales
adicionales son la mejor forma para verificar valores predichos. Aún las más
sofisticadas ecuaciones de estado (EOS) pueden dar resultados de confiabilidad
cuestionable.
EJEMPLO 3-4
Encontrar la presión de formación de hidrato para el siguiente gas a 50 °F para el
siguiente gas.
- 118-
Componente Fracción mol PM lb/lbmol
Cl 0.784 16.043 12.58
C2 0.060 30.070 1.80
C3 0.036 44.097 1.59
IC4 0.005 58.124 0.29
NC4 0.019 58.124 1.10
N2 0.094 28.013 2.63
CO2 0.002 44.010 0.09
Total 1.000 20.08
PM(mezcla) = 20.08 Ib/lbmol
γ(mezcla) = PM(mezcla)/PM(aire) = 20.08/28.964 = 0.693
De la Fig. 3-6 (@ 50 °F y gravedad específica de 0.7):
P = 320 psia
EJEMPLO 3-5
El gas del ejemplo anterior se expande de 1,500 psia a 500 psia. ¿Cuál es la
temperatura inicial mínima que permite la expansión sin que se forme hidrato?.
- 119-
FIG. 3-6 Curvas de predicción de hidratos
- 120-
FIG. 3-7 Expansión permisible sin la formación de hidratos a 0.7 de gravedad
específica
De la Fig. 3-7 para gas de gravedad específica 0.7:
- 121-
La línea de presión inicial 1,500 psia se intercepta con la línea de presión final 500
psia por encima de la curva de temperatura de 100 °F. Luego la temperatura mínima
inicial será aproximadamente 112 °F.
EJEMPLO 3-6
Determinar hasta dónde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y
100 °F sin que se forme hidrato.
De la Fig. 3-8 para gas de gravedad específica 0.6:
Encontrar la intersección de la línea de presión inicial 2?000 psia con la curva de
Temperatura inicial 100 °F.
Leer en el eje de las X la presión final permisible igual a 1,100 psia.
EJEMPLO 3-7
Determinar hasta dónde puede expandirse un gas de gravedad 0.6 a 2,000 psia y
140 °F sin que se forme hidrato.
De la Fig. 3-8 para gas de gravedad específica 0.6:
La línea de presión inicial 2,000 psia no intercepta la curva de temperatura inicial 140
°F. Por lo tanto, el gas puede expandirse hasta presión atmosférica sin que se forme
hidrato.
- 122-
FIG. 3-8 Expansión permisible sin la formación de hidratos a 0.6 de gravedad
específica
- 123-
Predicción de Formación de Hidratos con Base en la Composición para
Gases Dulces
Un método más seguro para estimar condiciones de formación de hidrato es el de
Katz , en el cual se ejecutan cálculos tipo "punto de rocío" usando constantes de
equilibrio vapor sólido KVS, las cuales se muestran en las Figs. 20-19 a 20-25 del
GPSA.
El equilibrio vapor sólido está definido por la ecuación:
Kvs = y/xs Ec. 3-2
Para propósitos de cálculo, el valor de KVS es infinito para las moléculas más grandes
que nC4, también para contenido de nC4 en una mezcla menor de 1 % y mayor de 6
% mol, y para nitrógeno. Si el nC4 está en proporción de 1 a 6 % mol, el valor de nC4
se lee en la carta de la Fig. 20-23.
El procedimiento es iterativo y la convergencia se alcanza cuando se satisface la
siguiente función objetivo:
∑ ( yi /KVS )= 1 . 0
i=1
i=n
Ec. 3-3
- 124-
EJEMPLO 3-8
Calcular la presión de formación de hidrato a 50 °F para el siguiente gas:
ComponenteFracción mol
en gas
a 300 psia a 400 psia
KVS y/KVS KVS y/KVS
Metano 0.784 2.040 0.384 1.750 0.448
Etano 0.060 0.790 0.076 0.500 0.120
Propano 0.036 0.113 0.319 0.072 0.500
Isobutano 0.005 0.046 0.109 0.027 0.185
n – Butano 0.019 0.210 0.090 0.210 0.090
Nitrógeno 0.094 * 0.000 * 0.000
CO2 0.002 3.0 0.001 1.900 0.001
Total 1.000 0.979 1.344
* Valor infinito
- 125-
FIG. 3-9 Constantes K de equilibrio para el metano.
- 126-
FIG. 3-10 Constantes K de equilibrio para el etano
- 127-
FIG. 3-11 Constantes K de equilibrio para el propano
- 128-
FIG. 3-12 Constantes K de equilibrio para el isobutano
- 129-
FIG. 3-13 Constantes K de equilibrio para el n butano
- 130-
FIG. 3-14 Constantes K de equilibrio para el Dióxido de Carbono
- 131-
En las Figs. 3-9 a 3-14 se muestran los datos de KVS (@ 50 °F - 300 y
400 psia).
Se interpola linealmente, 0.979 ----- 300 (1.344 - 0979) = 0.365
1.000 ----- X (1.000 – 0.979) = 0,021
1.344 ----- 400 (400 – 300) = 100
0.365 ----- 100
0.021 ----- X - 300
X = 300 + (0.021 * 100) 70.365 = 305.7 psia.
- El valor experimental a 50 °F fue 325 psia.
- El valor calculado con el simulador de
procesos Hysys es 336 psia.
- 132-
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
INTRODUCCION
Han pasado casi 35 años desde que el vapor de agua fue removido del gas
Natural por primera vez en gran volumen. El primer proceso usado fue la
circulación de una corriente de salmuera de cloruro de calcio para remover el
vapor de agua. El uso de la salmuera de cloruro de calcio tuvo algunas
desventajas, la principal de ellas fue la corrosividad de la solución y esta es una
dificultad para obtener altos descensos de punto de rocío.
Aproximadamente hace 30 años el primer sistema de dietilen glicol fue
instalado para deshidratar el gas Natural. Este sistema fue superior al de la
salmuera de cloruro de calcio ya que el sistema de dietilen glicol fue mucho
menos corrosivo y también daba como resultado un mejor secado. Las
soluciones de glicol llegaron a ser los líquidos desecantes más comunes
usados para la deshidratación del gas Natural. Durante los últimos 20 años, el
uso de Trietilen glicol en vez del dietilen glicol llego a ser extendido porque
daba como resultado una mayor eficiencia en el secado y presentaba una
mayor resistencia a la descomposición. Dos o tres años después que el dietilen
glicol fue usado por primera vez para secar el gas, La alúmina activada fue
usada como sólido desecante en un proceso semicontínuo para secar el gas.
El uso de los sólidos desecantes continuó a través de los años. Bauxita, Sílica
gel y Tamices Moleculares son también usados como sólidos desecantes para
el secado del gas.
DEFINICION DE DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL
La deshidratación de gas es el proceso de quitar el vapor de agua contenido en
la corriente de gas para bajar la temperatura a la cual el agua condensa. Esta
temperatura es el punto de rocío, y por ello el proceso de deshidratación se
llama también acondicionamiento del punto de rocío. Este proceso debe
realizarse debido a las siguientes razones principales:
- 133-
a) El gas natural se combina con agua libre, o líquida para formar hidratos
sólidos, que pueden taponar las válvulas, conexiones o tuberías.
b) El agua puede condensarse en las tuberías ocasionando bolsones de
líquido, y causando erosión y corrosión.
c) El agua presente en el gas natural puede combinarse con el CO2 y el H2S
que pudieran estar presentes, tornando corrosivo al gas.
d) El vapor de agua aumenta el volumen de gas a ser transportado.
e) El vapor de agua disminuye el poder calorífico del gas
f) Las operaciones de las plantas de criogenia o absorción refrigerada pueden
verse entorpecidas por los congelamientos
g) Los contratos de venta del gas y las especificaciones de transporte por los
gasoductos fijan un contenido de agua máximo, generalmente 7 libras de agua
por millón de pies cúbicos de gas, o bien un determinado punto de rocío.
Una vez determinado el contenido de agua, según los métodos vistos, el
siguiente paso es seleccionar el procedimiento por el cual se realizará la
deshidratación.
TECNICAS PARA DESHIDRATAR EL GAS NATURAL
Hay cuatro métodos principales, cada uno de ellos apropiado para una
determinada operación, en un determinado lugar, según veremos más
adelante:
1. Absorcion (MEG,TEG)
2. desecantes sólidos (adsorción)
3. Refrigeración por expansión,
4. cloruro de calcio anhidro
Absorción: separación utilizando los diferentes grados de solubilidad en un
líquido, empleando sustancias higroscópicas como los glicoles.
Adsorción: Separación de acuerdo al tamaño o tipo de moléculas, haciendo
uso de los diferentes grados de adhesión a materiales porosos (sistemas
gas/sólido y líquido/sólido). La adsorción describe cualquier proceso donde
moléculas de un fluido líquido o gaseoso son retenidas en la superficie de un
- 134-
sólido debido a las fuerzas superficiales del mismo. Se utilizan materiales como
el tamiz molecular, gel de sílice, carbón activado y aluminatos.
Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de expansión
y luego separando la fase líquida que se forma.
Cloruro de Calcio El cloruro de calcio fue uno de los desecantes
tempranamente utilizados para remover el agua del gas Natural. La remoción
del agua es efectuada por contacto de la corriente gaseosa con un lecho de
cloruro de calcio anhidro el cual tiene la habilidad de absorber 6 moles de
agua/mol de CaCl2 antes de formar salmuera. En muchas unidades esta
salmuera es usada para remover parcialmente el agua antes del contacto con
el lecho del cloruro de calcio seco.
Aunque descensos del punto de rocío entre 50ºF a 80ºF puede ser alcanzada,
el proceso es limitado por la baja cantidad de agua a ser removida en los gases
y relativamente pequeños volúmenes de gas a ser procesados. El equipo es
barato y la demanda de reactivos químicos no es muy alta, los costos de
operación son mínimos.
Absorción de gases
La absorción de gases es una operación unitaria mediante la cual los
componentes solubles de una mezcla gaseosa se disuelven en un líquido. La
operación inversa, denominada desorción consiste en la transferencia a un gas
de los componentes volátiles de una mezcla líquida. El contacto íntimo entre
las fases, líquido y gas, normalmente, se logra en las denominadas torres o
columnas, que son recipientes cilíndricos, en posición vertical y en cuyo interior
se incluyen dispositivos como bandejas o lechos de rellenos.
Generalmente, el gas y el líquido fluyen en contracorriente por el interior de la
torre, cuyos dispositivos internos promueven el contacto entre las fases y el
desarrollo de la superficie interfacial a través de la cual se producirá la
transferencia de materia.
Tipos de columnas para el contacto gas-liquido.
- 135-
En las operaciones de transferencia de masa líquido-gas, se necesitan unos
dispositivos que proporcionen el contacto entre el líquido que desciende y el
vapor que asciende, y por lo tanto la transferencia de masa, estos dispositivos
son los platos y los empaques o rellenos.
Columnas de Platos.
Existen varios tipos de platos que permiten el contacto entre el liquido y el
vapor siendo los mas comunes los valvulados, los perforados y los tipo
capucha; la selección del tipo de platos se debe determinar evaluando varios
factores tales como: el proceso, su costo, diseño mecánico, instalación,
mantenimiento, capacidad, eficiencia, caída de presión, corrosión y los datos
históricos previos existentes para la selección del mismo.
La eficiencia de los platos de define como una medida de la efectividad del
contacto liquido-vapor en el plato y expresa la separación que se tiene
realmente en comparación con la separación que se obtendrá teóricamente en
estado de equilibrio. Toma en cuenta la no idealidad del plato. El número de
platos ideales (teóricos), es igual al número de platos no ideales (reales)
multiplicado por la eficiencia del plato. Entre los factores que ejercen mayor
influencia sobre la eficiencia de las torres de absorción están las propiedades
físicas de los fluidos y la relación gas-liquido.
Efecto de las variables de operación sobre la eficiencia de los platos
Entre las variables de operación que afectan la eficiencia de los platos en una
torre de absorción se encuentran :
Presión de operación:
El aumento de la presión puede incrementar considerablemente la eficiencia de
la separación.
Temperatura de entrada del disolvente:
- 136-
Esta variable tiene muy poca influencia en el grado de absorción o en los
perfiles internos de temperatura cuando los efectos térmicos se deben
principalmente al calor de disolución o a la vaporización del disolvente.
Temperatura y humedad del gas:
Un elevado grado de humedad limita la capacidad de la fase gas para aceptar
calor latente y, por lo tanto no favorece la absorción. Es por esto que debe
considerarse la deshumidificación del gas antes de introducirlo.
Razón entre caudales de líquido y gas (L/G):
La razón L/G puede tener una influencia significativa en el desarrollo de los
perfiles de temperatura en una columna de absorción. Valores elevados de L/G
tienden a producir perfiles de temperatura menos intensos, debido a la alta
capacidad calorífica de la fase liquida. A medida que disminuye el valor de L/G,
la concentración de soluto tiende a aumentar en la parte superior de la columna
y el punto de máxima temperatura tiende a desplazarse hacia arriba en la
columna, hasta que la temperatura máxima se ubique en el piso mas elevado.
Por supuesto, la capacidad de la fase liquida para absorber soluto cae
progresivamente a medida que el valor de L/G se reduce.
Columnas de Relleno.
Las columnas de rellenos para el contacto gas-liquido se utilizan ampliamente
en operaciones de absorción, desorción y destilación. Normalmente, las
columnas se rellenan con material sólido en forma de partículas orientadas al
azar, pero en un número creciente de aplicaciones el relleno se dispone
ordenadamente. Se disponen de numerosos rellenos comerciales, cada uno de
los cuales presenta ventajas especificas en costo, desarrollo superficial,
regeneración de interfase, perdida de carga, peso y resistencia a la corrosión
Tipos de lechos de relleno
- 137-
Los lechos de rellenos pueden dividirse en dos categorías: aquellos que
contienen elementos de relleno dispuestos en la columna en forma aleatoria y
aquellos que contienen elementos cuidadosamente instalados y diseñados
específicamente para ajustar a las dimensiones de la columna. Los primeros se
denominan rellenos aleatorios. Los segundos se denominan ordenados o
estructurados.
Glicoles utilizados en la deshidratación del gas natural
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 etilénglicol (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.
Fácilmente regenerables a alta concentración.
Insolubles en hidrocarburos.
Estables en presencia de CO2, H2S.
CONTAMINANTES EN CIRCUITOS DE GLICOLES
El ingreso de contaminantes externos al circuito (con el gas a tratar) y la
Recirculación de los glicoles generan en los mismos una serie de alteraciones
que se manifiestan en fallas o inconvenientes temporales de los parámetros de
procesos establecidos.
- 138-
A continuación se menciona como la desviación de ciertas características de
glicol en uso puede generar diversos problemas operativos. Se observa
también, que la relación causa-efecto no es directa por lo cual todos los
contaminantes de glicol deben ser evaluados para llegar a un diagnostico
efectivo. Adicionalmente se mencionan los niveles recomendados de calidad
para un desempeño óptimo de un proceso.
Pureza (contenido de glicol)
La concentración de glicol pobre determina la máxima depresión de punto de
rocío que puede ser obtenida por el sistema. Esta deberá encontrarse entre 98
y 99 % en peso o más. La concentración del glicol rico, una función del agua
capturada, deberá ser 2 a 5 % menor que la del glicol pobre. La concentración
del glicol pobre normalmente es función directa de la temperatura del reboiler.
Degradación del Glicol
Es indicada por cambios en la composición y reducciones en el pH de la
solución. Es causada por la excesiva temperatura o entrada de oxígeno y los
productos de degradación son los ácidos orgánicos (fórmico – acético)
correspondientes. Los hidrocarburos reaccionan con los productos de
degradación formando productos poliméricos (ver aminas). Estos productos
pueden estabilizar espumas.
Los ácidos también contribuyen a la corrosión del sistema, el pH bajo puede
ajustarse con bórax, MEA, o carbonato de sodio. Las diferencias en el
contenido de hidrocarburos de glicol rico y pobre indican la cantidad de
hidrocarburo purgado por el regenerador. Los Hidrocarburos que flashean en el
reboiler pueden arrastrar grandes cantidades de vapor de glicol (altas perdidas)
y pueden dañar las instalaciones. Se recomienda no superar el 0.5 % de
hidrocarburos en el glicol para evitar espumas o interferencias en la
regeneración.
Las perdidas de glicol pueden ser el mayor problema operativo en plantas de
deshidratación. La contaminación del glicol por hidrocarburos, sólidos
- 139-
finamente divididos y agua salada puede promover espumas y consumo de
glicol. Se considera aceptable una pérdida de 1 lb/MMscf de gas secado.
Contenido de Sales
Marca la cantidad de cloruros inorgánicos en el glicol, usualmente cloruro de
sodio y con menor frecuencia cloruro de calcio. La deposición de sales en los
tubos de fuego reduce la transferencia de calor y promueve “puntos
calientes” donde se localizan fallas.
La presencia de ácidos orgánicos puede generar también corrosión.
Cuando el contenido de sal alcanza 0.5 a 1 % en peso el glicol debe ser
removido para evitar problemas operativos.
Contenido de Sólidos
A bajo pH la presencia de barros generados por sólidos carbonosos y sales
conduce a la formación de sólidos que son abrasivos y promueven espuma.
Los filtros son eficientes para remover esos sólidos.
A pH por debajo de 5.5 sucede la autoxidación del glicol que genera peróxidos,
aldehidos y ácidos orgánicos tales como fórmico y acético. Si el gas contiene
gases ácidos, el pH también se reduce, porque a diferencia de las aminas, los
glicoles no tienen reserva alcalina. El pH debe encontrarse entre 6.5 y 7.5.
Contenido de Hierro
Es un indicador de corrosión, el hierro particulado puede ser removido. Un
sistema debería tener menos de 5 ppm. Un contenido mayor de 30 ppm podría
indicar una condición seria de corrosión. Los productos de corrosión pueden
estabilizar espumas.
Formación de Espumas
- 140-
Uno de los grandes problemas en el proceso de extracción de vapor de H2O es
sin lugar a dudas la formación de espuma, que inevitablemente causa
discontinuidad en las operaciones e incumplimiento de contratos en términos
de volúmenes y especificaciones del gas comprometido para la venta, así
mismo, se elevan los costos de operación por probables pérdidas de glicol por
el arrastre que podría causar la corriente del gas.
La espuma puede formarse en la torre de absorción, y el regenerador, la
espuma hace un tapón para el paso del gas, por lo que éste aumenta su
presión paulatinamente hasta que rompe con la espuma arrastrando a su paso
amina
La espuma se origina por cambios en las propiedades superficiales. Cuando la
tensión superficial es lo suficientemente pequeña, la solución puede crear una
capa elástica muy delgada que puede encapsular una burbuja de gas y formar
pequeñas gotitas de líquido. Los contaminantes químicos mencionados tienden
a bajar esa tensión superficial que hace crecer la tendencia a la formación de
espuma.
Razones principales para la formación de espuma
Las razones principales para que se forme la espuma son las siguientes:
Presencia de agentes químicos tenso activos que cambian la tensión superficial
del liquido que contacta con la burbuja, o partículas sólidas que la estabilizan
y/o factores mecánicos que causan excesivas velocidades del gas
Hidrocarburos condensados presentes en las corrientes gaseosas a tratar,
deben evitarse disolver en la solución de amina.
Aceite de lubricación para los compresores, no es soluble en soluciones de
amina pero su presencia disuelta se incrementa con la degradación de la
solución, forma aerosoles de difícil separación, grasas de válvulas, pueden ser
fácilmente introducidas durante un mantenimiento.
Sólidos en suspensión. Ácidos orgánicos. Inhibidores de corrosión provenientes
de tratamientos anteriores. Impurezas en el agua de reposición.
- 141-
La formación mecánica de la espuma normalmente es causada por las
velocidades muy altas del gas y de los líquidos a través de los equipos.
Los filtros de papel o químicamente tratados pueden producir espuma en la
solución.
La lana virgen de los filtros y los blanqueadores del algodón pueden producir
espuma, si el fabricante no sabe preparar el cartucho, antes de usarlo.
Formas de detectar la formación de espuma
Una de las mejores formas de detectar la formación de espuma es usar una
celda de presión diferencial en el absorbedor y en el regenerador. Una presión
diferencial errática indica que la formación de espuma es más severa.
El perfil de temperatura alrededor del absorbedor permite detectar la formación
de espuma.
El nivel de líquido en el tanque de abastecimiento, desciende inesperadamente.
La mejor medicina para evitar los problemas con espumas es cuidar de la
solución de glicol.
Recomendaciones generales para minimizar la formación de espuma
Mantener la temperatura del glicol pobre por lo menos 10 grados °F por encima
de la temperatura del gas de entrada para minimizar la condensación de
hidrocarburos.
Adecuar la separación del gas de entrada para minimizar los hidrocarburos
líquidos, sulfuros de hierro, partículas suspendidas y el tratamiento químico de
los pozos.
Tener una apropiada limpieza previa a la puesta en marcha.
Minimizar la degradación del glicol protegiéndolo de altas temperaturas, aire y
contaminantes.
Adecuar la filtración mecánica y de carbón.
Verificación de formación de espumas con el agua tratada.
El uso temporal de antiespumantes, tanto siliconas, poli glicoles o alcoholes de
alto peso molecular. Los antiespumantes en muchos casos deberán ser
- 142-
considerados un tratamiento temporal hasta que la causa raíz sea identificada y
corregida.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE UNA PLANTA
DESHIDRATADORA
Los métodos de absorción están representados principalmente por el proceso
de deshidratación a base de glicoles, donde el agente deshidratante puede ser
uno de los siguientes glicoles.
Etilenglicol: CH2OH-CH2OH
Dietilénglicol: CH2OH-CH2O- CH2- CH2OH
Trietilénglicol: CH2OH-CH2O-CH2-CH2O-CH2-CH2OH
La deshidratación mediante glicol se utiliza altamente en la industria del gas
natural preferiblemente cuando se trata de deshidratar grandes volúmenes de
gas natural hasta concentraciones moderadas. La escogencia del tipo de glicol
a utilizar depende de varios factores como: Costos, solubilidad del glicol en la
fase de hidrocarburos, presión de vapor, punto de congelamiento de la solución
agua-glicol y reducción del punto de rocío. El trietilénglicol es un líquido
altamente higroscópico, de la serie de los alcoholes, no corrosivo, no se
solidifica en soluciones concentradas, regenerable a altas concentraciones y
estables en presencia de compuestos de azufre y dióxido de carbono, es el de
uso más común debido a que presenta manos pérdidas por vaporización (punto
de ebullición=550ºF), además permite obtener mayores descensos de punto
de rocío cuando el gas absorbe el agua, se reduce la temperatura de rocío del
gas natural, a esto se le llama descenso del punto de rocío.
En la figura 2.5 se presenta un diagrama convencional de una unidad de
deshidratación con TEG de una planta, donde se puede observar que la
corriente de gas húmeda se circula en primer término a través de un depurador
(separador de entrada) donde se remueve de dicha corriente las partículas
como arena y material proveniente de la corrosión y los líquidos arrastrados y/o
formados en el gasoducto, para que la misma entre a la torre contactora como
gas depurado de impurezas, el gas depurado se alimenta por el fondo a una
torre de absorción con platos de burbujeo, o empacada en el caso de otras
plantas, donde el gas húmedo que asciende entra por la parte inferior de los
- 143-
casquetes y se pone en contacto con una solución de alta concentración de
glicol de (98,7 % en peso) aproximadamente, la cual al mezclarse con el gas
húmedo, remueve de este el agua presente, ocurriendo una transferencia de
masa selectiva de un fluido a otro, por diferencia de solubilidad entre el gas
húmedo y el TEG pobre. La solución de glicol que sale por el fondo de la torre
presenta una menor concentración (95 % de glicol en peso) aproximadamente
a causa del agua removida al gas. Cuanta más alta sea la pureza a la cual
entra el glicol, mejor será su capacidad de absorción de allí la importancia de
una buena regeneración y del uso de gas de despojamiento. Durante todo este
proceso el gas intercambia calor con el TEG pobre aumentando su
temperatura, la cual se controla 10 ºF por encima de la temperatura del gas de
entrada, la cual oscila entre 90 y 120 ºF aproximadamente, para evitar la
condensación de hidrocarburos en el contactor.
El TEG rico se deposita en la parte inferior de la torre contactora desde donde
se controla automáticamente su descarga hacia el sistema de regeneración. En
el sistema de regeneración, el glicol rico proveniente de la torre contactora se
precalienta en un serpentín (condensador de reflujo) ubicado en el tope de la
columna de destiladora del rehervidor.
Luego del condensador de reflujo, la corriente de glicol es conducido a un
intercambiador de calor glicol rico/glicol pobre para favorecer el
desprendimiento de los vapores de hidrocarburos en el separador trifásico.
Seguidamente el glicol rico pasa al separador trifásico, el cual opera a una
presión de 60 psig y una temperatura de 160 °F y cuya finalidad es remover
gases disueltos y reducir el contenido de benceno, tolueno, etilbenceno y xileno
(BTEX) en el glicol, lo que maximiza la eficiencia del control de emisiones que
se produce en la columna destiladora.
Este separador consta de tres cámaras internas, una de ellas donde se rompe
la emulsión glicol-condenados-gas, una cámara como deposito de glicol rico, y
la ultima cámara para depósitos de condensados. Los hidrocarburos líquidos
generados van al sistema de recolección de condensado, mientras el glicol rico
pasa a través de dos etapas de filtración.
La primera esta constituida por un filtro de cartucho cuya finalidad es remover
las partículas arrastradas por el glicol, para evitar que se depositen en el tubo
de fuego del regenerador y en las bombas y por lo tanto causen taponamientos
- 144-
de los intercambiadores de calor glicol/glicol. La segunda etapa de filtración
esta constituida por un filtro de carbón que permite remover las impurezas
disueltas en el glicol tales como algunos hidrocarburos.
El glicol rico que proviene de los filtros va al tren de precalentamiento formado
por intercambiadores de calor glicol rico/glicol pobre conectados brida a brida,
en los cuales se eleva su temperatura progresivamente.
Luego que el glicol rico sale del tren de intercambiadores entra en una unidad
de regeneración, la cual es una torre de destilación que se encarga de poner
en íntimo contacto el glicol diluido con los vapores que suben del fondo y de
esta manera ir despojando el TEG del agua que absorbió del gas húmedo. Esta
torre regeneradora esta provista de un condensador de vapores y de un
rehervidor; el primero tiene como función condensar los vapores para producir
un reflujo que permitirá una mejor separación TEG-agua y el segundo
proporciona el calor necesario para lograr la regeneración
En condiciones teóricas el regenerador cuya parte principal es el horno, puede
calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. La
máxima temperatura en la pared del tubo se limita a 475 ºF y el flujo de calor a
6800 BTU/h*ft2 el diseño debe asegurar la vaporización del agua hasta
alcanzar la concentración deseada. Los vapores de agua se ventean a través
de un despojador que consiste en una columna empacada equivalente a dos o
tres platos. Un serpentín colocado en el tope de la torre, condensa parte del
vapor para formar el reflujo en la columna. El funcionamiento de la torre permite
remover la mayor cantidad de agua que el glicol absorbió del gas natural.
Trabajando con TEG en una torre a presión atmosférica, se puede lograr un
grado de pureza del 98.7 % por peso, esto corresponde al punto de rocío de la
mezcla agua / TEG a 400 ºF.
El control de la temperatura de regeneración es importante ya que una
temperatura superior a los 405 °F produce degradación del glicol lo cual genera
pérdidas significativas de glicol, elevándose considerablemente los costos de
reposición de glicol.
Los vapores que salen por el tope de la columna destiladora contienen
aromáticos y compuestos orgánicos volátiles estos son recuperados en un
eliminador de BTEX (benceno. tolueno, etilbenceno y xileno) donde la
temperatura de los vapores se reduce hasta su punto de condensación. El
- 145-
condensado que contiene los componentes de BTEX se trasladan por
gravedad y a presión atmosférica hasta un recipiente donde se depositan hasta
alcanzar un nivel determinado para luego ser descargado hacia una fosa de
drenajes, el gas y los componentes no condensables se transportan hasta un
quemador o flare. El glicol que sale del rehervidor se denomina glicol pobre.
Este glicol se envía al tren de calentamiento formado por dos intercambiadores
de calor donde intercambia calor con el glicol rico proveniente de los filtros para
ser succionado por dos bombas, las cuales elevan la presión desde una
presión atmosférica hasta 1.300 psig para ser enviado al intercambiador de
calor glicol/gas y luego llegar a la torre contactora y de esa manera se completa
el ciclo. Las perdidas de glicol en el proceso de deshidratación, ya sea por
degradación natural o contaminación, son restituidas desde el tanque de
reposición de glicol a través de una bomba, la cual bombea glicol nuevo hacia
el acumulador del regenerador. Los hidrocarburos líquidos recolectados de los
separadores de gas (entrada y salida) y los separadores trifásicos son
conducidos por tuberías hasta el cabezal de alimentación de los separadores
de media y de baja presión en la estación de flujo.
Gas de despojamiento (Stripping gas)
Es usado para mejorar el proceso de destilación sin tener que aumentar
temperatura , se inyecta en el reherbidor para optimizar el tratamiento del glicol.
Stripping gas para la inyección es normalmente tomado de la línea de gas
combustible del rehervidor. La inyección del stripping gas es controlado por una
válvula manual con un medidor de presión para indicar el flujo de gas a través
del orificio.
El flujo del Stripping gas puede variar de acuerdo a la concentración de TEG
pobre deseada y el método de contacto gas-glicol. El uso del stripping gas
representa una eficiencia equivalente a la que se obtendría con plantas muchos
mas costosas y complejas. El gas se calienta, absorbe el agua que contiene el
glicol en forma residual y mejora de manera considerable la regeneración del
absorbente que regresa a la torre de absorción con un elevado grado de
pureza (99.2 al 99.8% en peso). Esto puede proveer el máximo descenso del
- 146-
punto de rocío y mayor deshidratación. El uso del gas de despojamiento implica
un impacto ambiental considerable.
El gas de despojamiento ha sido tradicionalmente uno de los métodos usados
en la industria para mejorar la la eficiencia del glicol regenerado sin que para
ello se necesiten inversiones cuantiosas para modificar la planta. No obstante
esto tiene en contra la cantidad de productos nocivos (BTEX y COV) que se
lanzan a la atmosfera cuando el gas es venteado desde la torre de
regeneración y ene la tanque de venteo.
Para obtener una pureza de 99.96 % en peso se necesitan 10 pcn/gal TEG con
dos platos teóricos . Esta cantidad de gas obliga a la instalación de un sistema
de recomprensión en aquellos casos donde se recupere el gas que se utilice.
Estudios mas recientes presentan la tendencia a utilizar entre 1 y 3 pcn/gal.
Cantidades mayores tienden a volverse sintéticas y no agregan un grado
apreciable de la eficiencia. El flujo del Stripping gas no debería llegar a ser lo
suficientemente alto para inundar el despojador y perder el TEG. Cuando el
Stripping gas es usado, es necesario proveer mayor reflujo en el despojador
para prevenir excesivas pérdidas de TEG
En las siguientes tablas se presentan algunas sugerencias sobre el uso del gas
despojador, temperaturas límites para operar con TEG, y recomendaciones
prácticas para operar una planta.
Tabla Recomendaciones para el uso del gas despojador.
Pureza del glicol % p/p Tipo de despojador
Menor de 98.5 Una columna despojadora
98.5 – 99.5 Una columna más gas despojador
Mayor de 99.5 Doble columna más gas despojador
Tabla Temperatura límite para operar con glicol.
Temperatura límite, ºF Tipo de despojador
330 EG
360 DEG
- 147-
400 TEG
Tabla Recomendaciones prácticas para operar la planta.
Humedad del gas Glicol pobre Flujo del glicol
(lbs/MMPCN) (%P/P) (gal/lbs de H20)
6-7 98.50-99.00 1-2
1-2 99.30-99.60 3-4
0.1-0.2 99.95-99.98 6-10
- 148-
FACTORES QUE PUEDEN PERTURBAR EL FUNCIONAMIENTO NORMAL
DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN.
Dentro de los factores que afectan el funcionamiento de una torre de
deshidratación se encuentran
Presión.
El gas de alimentación tiene una presión especificada en el diseño. El
incremento o descenso de este parámetro afecta el funcionamiento de la
planta. El incremento de la presión del gas de alimentación, esta limitado por el
- 149-
espesor de los materiales de construcción y demás especificaciones de los
equipos. Las presiones elevadas, superior a las especificadas en el diseño,
afectan a los equipos ubicados a la entrada del sistema (separador de entrada,
torre de absorción, separador de salida e intercambiador de calor gas/glicol) y
conducen a la explosión y parada súbita de la planta.
El descenso de la presión en el gas de alimentación incrementa la velocidad
del gas dentro del absorbedor, y por lo tanto se puede romper el extractor de
niebla del separador y del absorbedor, se puede producir espuma mecánica
dentro de la torre, posible rotura o caída de los platos del absorbedor y la
perdida de glicol también se ve afectada por el descenso de presión.
La presión diferencial en los filtros sirve para indicar el momento en que los
filtros estén tapados.
Temperatura.
Del gas de alimentación: la temperatura del gas de alimentación es un
indicador de posibles problemas que pueden ocurrir en una planta de
deshidratación. Cuando es alta, el contenido de agua aumenta en el gas de
salida y, por lo tanto, el gas se sale de especificaciones.
La temperatura de burbujeo del TEG es cercana a 400 °F a presión
atmosférica, cuando en el regenerador la temperatura es superior a la antes
indicada el glicol se degrada y es necesario cambiarlo.
Cuando la temperatura del regenerador es menor a los 360 °F la pureza del
glicol pobre disminuye, es decir queda con agua, y por lo tanto se hace
ineficiente el proceso de deshidratación.
De los vapores en el tope de la torre de regeneración: la temperatura no debe
ser mayor a 218 °F para evitar perdidas excesivas del TEG por evaporación y
menor a 210°F para prevenir que el agua que sale por el tope condensen y
vuelvan al rehervidor a través del empaque llenando el rehervidor con exceso
de liquido.
Del glicol de entrada al absorbedor: la temperatura del glicol pobre que entra al
absorbedor debe mantenerse a un mínimo de 10 a 15 °F por encima de la
temperatura del gas de alimentación para evitar la condensación de los
- 150-
hidrocarburos y los arrastres de condensados. Las perdidas altas de glicol se
producen cuando la temperatura del glicol pobre es demasiado alta.
Caudal.
Del gas de alimentación: el incremento del caudal de alimentación, implica un
aumento proporcional de galonaje de glicol en el sistema para remover todo el
contenido de agua posible en el gas, a su vez la energía que alimenta el
rehervidor también tiene que aumentar para poder retirar el agua del glicol.
Composición.
Los cambios de la composición de la carga que más pueden afectar el
funcionamiento de la planta son:
Cambio en el contenido de agua del gas: el incremento en el contenido de agua
en el gas obliga a aumentar, proporcionalmente, el galonaje y la carga
energética del rehervidor. No hacer los ajustes correspondientes, implica que el
gas saldrá de las especificaciones.
Incremento del GPM en el gas de alimentación: cuando el gas de alimentación
tiene un porcentaje muy alto de componentes pesados aumenta la tendencia a
producir condensación de los hidrocarburos lo cual a su vez facilita la formación
de espumas. Como consecuencia el gas se sale de especificaciones.
EFECTOS DE LAS VARIABLES DE OPERACIÓN EN EL SISTEMA DE
DESHIDRATACIÓN
TEMPERATURA DEL GAS DE ENTRADA
A presión constante, el contenido de agua en el gas de entrada aumenta con el
incremento de la temperatura.
Por ejemplo: a 1000 psig y 80 ºF el gas contiene 34 lb/MMscf de agua,
mientras que a 1000 psig y 120 ºF, éste traería aproximadamente 104lb/MMscf.
A mayores temperaturas, el glicol tendría que remover tanto como 3 veces más
para tener el gas dentro de especificación (aprox. 7lb/MMscf).
- 151-
Un incremento en la temperatura del gas puede conllevar a un incremento en el
diámetro requerido de la Absorbedora (contactora). Asimismo, un incremento
en la temperatura incrementa la velocidad actual del gas.
Temperaturas del gas de entrada por encima de 120ºF genera altas pérdidas
de TEG.
La mínima temperatura del gas de entrada está normalmente encima de la
Temperatura de formación de hidratos y siempre debería estar por encima de
50 ºF. Temperaturas por debajo de 50 ºF el glicol llega a ser demasiado
viscoso reduciendo la afinidad entre el agua y el TEG, entonces, la eficiencia
en del contacto disminuye. Por debajo de 70 ºF el glicol puede formar una
emulsión estable con hidrocarburos líquidos en el gas y causar espuma en la
contactora.
Típicamente unidades que operan con TEG son diseñadas para operar con una
temperatura de gas de entrada entre 80 ºF y 110 ºF.
PRESIÓN DEL GAS DE ENTRADA A LA CONTACTORA GASGLICOL
La presión tiene poco efecto en el Proceso de absorción con TEG; mientras
que la presión permanezca por debajo de 3000 psig. A temperaturas
constantes el contenido de agua en el gas de entrada decrece con el
incremento de la presión. Por consiguiente, menor cantidad de agua debe ser
removida si el gas es deshidratado a altas presiones. En el rango de operación
normal, la presión en la Planta de glicol no es un factor crítico.
TEMPERATURA DE TEG POBRE
La temperatura del TEG pobre entrando a la Absorbedora (contactora) tiene un
gran efecto sobre el descenso del punto de rocío y debe ser mantenida lo más
bajo como sea posible para alcanzar la eficiencia en la operación.
Sin embargo, este podría conservarse a no menos de 10 ºF por encima de la
temperatura del gas de salida. Altas pérdidas de TEG ocurre cuando la
temperatura de TEG pobre llega a calentarse demasiado. Esta debería
conservarse ligeramente por encima de la temperatura del gas de entrada al
Absorbedor (contactora) para prevenir
- 152-
la condensación de hidrocarburos en la contactora y, subsecuentemente,
formación de espuma en el glicol.
La mayoría de diseños hablan de una temperatura de TEG pobre de 10 ºF- 15
ºF más caliente que el gas saliendo de la contactora.
CONCENTRACIÓN DE TEG POBRE
El grado de deshidratación que puede ser alcanzado con el TEG
principalmente depende de la cantidad de agua removida en el rehervidor.
Mientras más pobre sea el TEG yendo a la contactora glicol-gas, mayor serà la
eficiencia en la deshidratación.
La concentración agua - gas seco puede expresarse en términos de la masa de
agua por unidad de volumen de gas o como una temperatura de punto de rocío
a la presión y temperatura efectiva de absorción. Esto último puede estimarse
desde la temperatura de gas de entrada, porque la masa de gas es mucho
mayor que la masa de glicol y controla la temperatura del absorbente. El
cambio de temperatura en el absorbente rara vez excede 2°C, lo cual produce
menos error que cualquier inexactitud en la predicción
de temperatura de gas de entrada.
Las Figuras 22-a y 22-b son una representación del contenido de agua de
salida en equilibrio versus concentración de TEG pobre y temperatura de gas
de entrada (temperatura de contacto efectiva). Conociendo la temperatura de
contacto y la temperatura de punto de rocío de salida deseada, uno puede
determinar la concentración de glicol pobre necesitada.
Esta es la concentración mínima requerida sin tener en cuenta el número de
contactos ó caudal. Observe que esta figura dice punto de rocío de equilibrio.
Esto solo puede lograrse si el glicol y el gas alcanzan el equilibrio en la bandeja
superior (o contacto). Esto no puede cumplirse porque el tiempo de contacto es
insuficiente para hacerlo. La temperatura actual de punto de rocío de salida
será 5.5-8.3°C (10-15°F) más alta que el valor de equilibrio. La aproximación
exacta de equilibrio dependerá del diseño de la contactora, diámetro, caudal y
otros factores asociados que afectan el tiempo de contacto gas-líquido.
- 153-
Esto es simple de corregir. Se quita la aproximación de la temperatura actual
de punto de rocío deseada para encontrar el valor de equilibrio equivalente, el
cual se usa luego como un valor ordenado en las Figura 22-a y 22-b.
Por ejemplo: El contenido de agua en un gas deshidratado debe ser de 4
Lb/MMscf a una presión de 1300 psia. La temperatura de entrada del gas es
100°F. Qué concentración mínima de glicol pobre se requiere?
Para 4 Lb/MMscf y (1300 psia), el punto de rocío equivalente es 22 ºF. Si
usamos una aproximación de 14ºF el punto de rocío de equilibrio es 8 ºF.
De la Figura (22-a), a 8 ºF y 100°F de temperatura de contacto, % en peso
TEG = 98.5%
FLUJO DE CIRCULACIÓN DE TEG
Cuando el diseño en el Absorbedor y la concentración del TEG pobre son
alcanzados, el descenso del punto de rocío del gas saturado es una función del
flujo de circulación de TEG. A mayor TEG que llega a estar en contacto con el
gas, mayor es la cantidad de vapor de agua despojada del gas. Considerando
que la concentración del TEG principalmente afecta el punto de rocío del gas
seco, el flujo de circulación de TEG controla la cantidad de agua que puede ser
removida.
El mínimo flujo de circulación de TEG para asegurar un buen contacto gasglicol
es aproximadamente 2 galones de TEG por Libra de agua removida. 7 galones
de TEG por libra de agua removida es el máximo flujo. La mayoría de Plantas
de Deshidratación con TEG son diseñadas para circular 3 galones de TEG por
libra de agua removida.
Un excesivo flujo de circulación de TEG podría sobrecargar el rehervidor o
prevenir una buena regeneración del TEG. El calor requerido por el rehervidor
es directamente proporcional al flujo de circulación de TEG. Por consiguiente,
un incremento en el flujo de circulación de TEG puede disminuir la temperatura
del rehervidor e instantáneamente disminuir la cantidad de agua que es
removida del gas por el TEG. Sólo si la temperatura del rehervidor permanece
constante podría incrementarse el flujo de circulación de TEG disminuyendo el
punto de rocío del gas.
- 154-
PRESIÓN DEL REBOILER
Presiones por encima de la atmosférica en el rehervidor puede
significativamente reducir la concentración del TEG pobre y la eficiencia de la
deshidratación.
A presiones por debajo de la atmosférica la temperatura de ebullición de la
mezcla TEG rico / agua decrece, y una mayor concentración del TEG pobre es
posible a la misma temperatura del rehervidor.
TEMPERATURA EN LA COLUMNA DESPOJADORA (STRIPPINGSTILL
TEMPERATURE)
Una mayor temperatura en el tope de la columna despojadora puede
incrementar las pérdidas de TEG debido al exceso de vaporización. La
temperatura de ebullición del agua es 212ºF y el punto de ebullición del TEG es
546ºF.
Cuando el vapor se separa de la solución tiene una composición aproximada
del 42% de TEG y 58% de agua. Cuando llega al tope de la torre, el vapor está
formado prácticamente por agua con 99,5% de pureza. No obstante, ello indica
que, el agua que se retira del gas, arrastra consigo un 0,5% porcentaje en peso
de TEG.
El vapor, formado por glicol y agua, se va despojando del TEG a medida que
asciende en la torre. El despojamiento es beneficiado por el serpentín colocado
en el tope del regenerador, el cual facilita el reflujo. Las pérdidas de glicol
aumentan a medida que sube la temperatura en el tope de la torre. Para que la
planta trabaje es necesario que tenga una temperatura de tope mayor de 212°F
(a presión atmosférica). Es común que la operación se realice con
temperaturas de 215°-218°F (1). Con estas cifras se pueden esperar pérdidas
de TEG en el orden del 0,5% por peso con respecto a la cantidad de agua que
ha sido retirada del gas.
Cuando la temperatura del tope aumenta, se incrementan también las pérdidas
de TEG. Otras Bibliografías recomiendan una temperatura en el Tope de la
- 155-
columna despojadora de 225ºF (2), cuando la temperatura excede los 250ºF
las pérdidas de TEG por vaporización llegan a ser sustanciales.
Si la temperatura en el tope de la columna despojadora llega a ser demasiado
baja, también mucho agua puede condensar e incrementar la carga de calor al
rehervidor. También mucha circulación de TEG frío por el serpentín de reflujo
puede algunas veces bajar la temperatura del despojador por debajo de
220ºF(3).
Cuando Stripping gas es usado, esta temperatura debería ser controlada hasta
190ºF(4) dependiendo de la cantidad de Stripping gas. Esto es porque el
Stripping gas podría causar arrastre adicional de TEG.
PRINCIPALES PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN EL TRIETILEN
GLICOL (TEG)
Generalmente en el funcionamiento de unidades Deshidratadoras por
absorción que utilizan glicol, se manifiestan problemas de operación y
mantenimiento cuando la solución del glicol, en nuestro caso TEG, se altera. Es
necesario, entonces, conocer estos problemas y solucionarlos para así,
aumentar la vida útil del glicol. A continuación se detallan algunos de estos
problemas.
OXIDACIÓN / CORROSIÓN
Los glicoles se oxidan muy fácilmente en presencia de oxígeno y forman ácidos
orgánicos corrosivos. Para prevenir la oxidación, los recipientes abiertos al
proceso deben tener una purga de gas para mantener el aire fuera del Sistema.
Existen en el mercado inhibidores de corrosión y de oxidación que pueden
utilizarse y métodos de control adecuados.
La corrosión en las Unidades de TEG puede controlarse del todo fácilmente por
un chequeo del pH de la solución de TEG y mantener el pH en el rango de 6-
8.5. El uso de Nacap (Sodium mercaptolbenothiazol) a aproximadamente 0.5%
en peso o monoetanolamina, MEA podrían ser usados para proveer una
adecuada protección. En caso que la corrosión este ocurriendo en el espacio
- 156-
de la columna despojadora de vapor, el uso de MEA en una proporción de ¼
de libra/100 galones de solución de TEG
podría dar protección.
La corrosión en el sistema de TEG puede ser causado por la formación de
ácidos durante la degradación del TEG. Esto es particularmente debido a que
pequeñas cantidades de oxígeno están presentes. Pequeñas cantidades de
gases ácidos tal como CO2 o sulfuro de hidrógeno pueden contribuir a la
corrosión en el circuito de TEG. Mono, di, o trietanolamina puede utilizarse para
proveer una adecuada protección contra la corrosión en este caso.
Los parámetros para el control de la corrosividad son el contenido de hierro y
análisis de cloruros.
DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA
Un exceso de calor, puede ser resultado de una de las siguientes condiciones,
que podrían descomponer el TEG y formar productos corrosivos.
• Altas temperaturas en el rehervidor por encima de la descomposición del
TEG.
• Una alta velocidad del flujo de calor
• Sobrecalentamiento localizados, causado por depósitos de sales o depósitos
alquitranosos, en los tubos de fuego del rehervidor o por una deficiente
dirección de la llama sobre los tubos de fuego.
Esto es manifestado por un olor a quemado dulce del TEG, bajos valores de pH
y color negro de la solución de TEG. Carbón activado generalmente no es
suficiente en la limpieza completa de la degradación térmica del TEG, pero
podría dar un color amarillo turbio al efluente.
En general, los productos de la degradación son solubles en agua y podrían no
afectar seriamente el funcionamiento de la Unidad de glicol; sin embargo, el
control final del pH debe ser mantenido en un sistema que regularmente
produce contaminantes por la degradación térmica del TEG.
CONTROL DEL pH
- 157-
Generalmente el pH es una medida de la acidez o alcalinidad de un fluido,
usando una escala de 0 a 14. Valores de pH de 0 a 7 indican que el fluido es
ácido o corrosivo. Valores de pH de 7 a 14 indican que el fluido es alcalino. Los
valores de pH en soluciones de TEG pueden ser determinados con papel
Litmus o un equipo de prueba de pH. Las muestras de TEG deben ser diluídas
50-50 con agua destilada antes de que el pH sea medido y obtener una lectura
verdadera. El medidor de pH debe ser calibrado periódicamente para asegurar
que la medida sea correcta. El pH del agua destilada debe también ser
chequeado para ver que este tenga un pH neutral de 7. Agua destilada
contaminada puede alterar los valores de pH.
Un TEG nuevo tiene aproximadamente un pH neutral de 7. Sin embargo, como
el TEG es usado, el pH podría siempre ir bajando y llegar a ser ácido y
corrosivo a menos que la solución sea neutralizada. El flujo de corrosión de los
equipos se incrementa rápidamente con la disminución del pH de la solución de
glicol. Ácidos resultantes de la
oxidación del TEG, productos de la descomposición térmica o gases ácidos
cogidos de la corriente de gas son los mayores contaminantes corrosivos. A
bajos pH se acelera la descomposición del TEG. Idealmente, el pH del TEG
debe mantenerse a niveles de 7 a 7.5. Un pH por encima de 8.0 a 8.5 tiende a
formar espuma y emulsión en el TEG.
CONTAMINACIÓN POR SALES
Depósitos de sales aceleran la corrosión de los equipos, reducen la
transferencia de calor en los tubos del rehervidor y alteran las lecturas de la
gravedad específica cuando un hidrómetro es usado para determinar las
concentraciones de Agua-glicol. Estos contaminantes no pueden ser
eliminados con la regeneración normal. El arrastre de sales, en golpes o fina
niebla puede ser prevenido con el buen funcionamiento del Scrubber de gas de
entrada aguas arriba del sistema de glicol.
Sin embargo, es casi imposible que el diseño de un Scrubber de gas de
entrada pueda prevenir completamente la entrada de sal dentro de la solución
de TEG.
- 158-
Las sales pueden contribuir a los depósitos sobre los tubos de fuego del
rehervidor, particularmente si cloruro de sodio (NaCl) está presente. El cloruro
de sodio es inversamente soluble en soluciones acuosas de glicol caliente,
mientras que el Cloruro de Calcio es directamente soluble.
La presencia de sales en la solución de TEG es muchas veces indirectamente
relacionado con formación de espuma y corrosión. Ocasionalmente una
formación de espuma es observada cuando la concentración de sales es
incrementada en la solución de TEG. Esta espuma se forma generalmente
debido a los componentes de tratamiento de los pozos, conteniendo
surfactantes y no solamente sales. En experimentos de control de Laboratorio
una solución de TEG limpio y una solución de TEG con cloruro de sodio o
cloruro de calcio no producen una condición de espuma mayor que la del
control. Asimismo, sales adheridas a la solución de TEG no contribuyen en sí a
un incremento en la corrosión. Sin embargo, pequeñas cantidades de oxígeno
podría acelerar extraordinariamente la corrosión en presencia de sales. La
deposición de sales sobre los tubos de fuego puede resultar en corrosión en el
borde de la deposición. Esto es debido más a la diferencia de potencial entre el
metal circundante y las sales depositadas que esta la acción de sales.
PRESENCIA DE HIDROCARBUROS
Los hidrocarburos líquidos, como resultado del arrastre con el gas de entrada o
condensación en el absorbedor, incrementa la espuma la degradación y
pérdidas en el TEG.
La contaminación de la solución de TEG por hidrocarburos, componentes de
tratamiento de los pozos, polvo, suciedad y óxidos de hierro es indeseable pero
no siempre son compuestos o materiales perjudiciales.
El mayor efecto de un contaminante, como los hidrocarburos, es el
revestimiento de la superficie de contacto que produce menor eficiencia en el
contacto entre el gas y el TEG; esto puede ser reflejado en un ligero aumento
del punto de rocío que el obtenido bajo condiciones normales. Aunque los
hidrocarburos pueden normalmente ser regenerados con el vapor de agua en
la columna despojadora, restos de hidrocarburos pueden acumularse en la
solución. Algunos de estos podrían gradualmente quemarse y depositarse en
- 159-
los tubos de fuego. La producción de un campo de gas con una cantidad
regular de estos hidrocarburos pesados que pasan por encima del Scrubber de
gas de entrada puede presentar un serio problema en el rehervidor. Coque de
hidrocarburos sobre los tubos de fuego podrían causar zonas calientes,
pérdidas en la eficiencia de la transferencia de calor y resultar en un incendio
de los tubos de fuego.
El trietilen glicol podría no exhibir un alto grado de espuma si este se conserva
libre de materiales tipo surfactante. Estos materiales pueden introducirse a
través de aceites del compresor, lubricantes e inhibidores de corrosión usados
en la formación o en el sistema de recolección de gas.
La absorción de una apreciable cantidad de gas natural en la solución de TEG
podría resultar en la manifestación de las condiciones de espuma en el
rehervidor de TEG y la columna despojadora de glicol. Esto normalmente
ocurre cuando el TEG es operado a temperaturas de contacto menores de 80
ºF donde mayores cantidades, que lo normal, de gas natural son absorbidos y
la viscosidad del TEG es aumentada por encima de los 30 cps. Las bajas
temperaturas del TEG pobre entrando por el tope de la contactora de gas-glicol
pueden contribuir al problema. Los hidrocarburos del gas podrían condensar en
el TEG si la temperatura no es mantenida 10-15ºF por encima de la
temperatura del gas. Elevando la temperatura del TEG pobre e incrementando
la circulación de TEG al máximo permitido por la capacidad de la bomba,
podría solucionar el problema.
LODOS O BARROS
Con frecuencia se forman en las soluciones de TEG, una acumulación de
partículas sólidas, hidrocarburos alquitranosos denominados lodos.
Este lodo se encuentra suspendido en el TEG circulante y después de un cierto
tiempo, la acumulación se hace lo suficientemente grande y densa como para
sedimentar. Esta acción se traduce en la formación de una goma negra y
pegajosa además de abrasiva, que puede causar erosión / corrosión en los
accesorios de la unidad, válvulas, bombas y demás equipos asociados.
ESPUMA
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La formación de espuma aumenta las pérdidas de TEG y reduce, por lo tanto,
la capacidad de la Planta en deshidratación. El TEG ingresa a la torre y forma
espuma y es arrastrada por la corriente de gas. La espuma reduce también el
contacto entre el gas y el TEG disminuyendo de esta forma la eficiencia del
secado. Algunas de las causas de la formación de espuma son:
a) Presencia de hidrocarburos líquidos
b) Presencia de Inhibidores de corrosión del yacimiento
c) Sólidos suspendidos finamente divididos
Una turbulencia excesiva y alta velocidad de contacto líquido-vapor causa la
formación de espuma en el TEG. Estas condiciones pueden ser provocadas
por dificultades mecánicas o químicas. La mejor forma de evitar los problemas
de espuma es el estricto cuidado de la solución de TEG.
Una de las medidas más importantes es la limpieza del gas antes de entrar a la
Planta de deshidratación. El uso de antiespumígenos no resuelve el problema
básico. Es solamente un paliativo temporal, hasta que puedan determinarse las
causas que generan la formación de espuma y así poder eliminarlas. El éxito
de un antiespuma depende generalmente de cómo y cuándo es agregado.
Algunos antiespumas cuando se añaden después de la regeneración, actúan
como estabilizadores de la misma, lo cual empeora el problema. Para obtener
mejores resultados, deben ser añadidos a regímenes de inyección muy bajos,
digamos “gota a gota”. El uso de bombas dosificadoras de alimentación del
antiespuma ayudará en esta tarea, a medir exactamente la cantidad y ofrecerá
una mejor dispersión de ella en la
solución de TEG.
Si la espuma no es realmente un serio problema, el antiespumígeno puede
agregarse en cantidades de 85 a 110 gr, por vez, cuando sea necesario. El
exceso de aditivo es perjudicial a punto de no producir efecto. Una buena
costumbre es no utilizar nunca antiespumas sin haberlos probado previamente
en laboratorio simulando las condiciones operativas de la deshidratadora, en
corridas de prueba en la Planta o, en el peor de los casos, en forma estática.
Las muestras deben tomarse siempre en las instalaciones, en el punto donde
se observa la mayor producción de espuma.
¿Cómo podemos analizar el comportamiento de un antiespuma?
- 161-
Procedemos de la siguiente manera:
1. Colocar una cantidad medida de una muestra de TEG en un recipiente
limpio.
2. Añadir aproximadamente unas 5 ppm de antiespuma, tapar y agitar
fuertemente el recipiente, observando la forma y vigor de la agitación por si la
prueba debe ser repetida.
3. Hacer una apreciación visual de la cantidad de espuma y estudiar: a. tipo de
espuma, cantidad y consistencia; b. tiempo necesario para que la espuma
llegue a una altura máxima y c. registrar esa altura y tiempo necesario para que
la capa de espuma se rompa y quede al nivel original del líquido.
Continuar agregando antiespuma, en pequeños incrementos, para ver si la
espuma puede ser controlado. Si después que se ha añadido alrededor de 200
o 300 ppm de antiespumígeno, la espuma generalmente se hace incontrolable,
en este caso ese antiespuma debe ser descartado y recomenzar el ensayo con
otro aditivo.
Cuando ya se ha elegido el antiespuma adecuado, por su mayor efectividad,
inyectar lentamente al sistema la dosis elegida, en el punto de la Planta donde
se produce la mayor cantidad de espuma.
ANÁLISIS Y CONTROL DEL TRIETILEN GLICOL (TEG)
INTRODUCCIÓN
Como se indicó en capítulos anteriores, el trietilen glicol (TEG) la mayoría de
veces frecuentemente es usado para la deshidratación del gas natural. El glicol
seco absorbe el agua del gas natural al entrar en contacto en el absorbedor. El
glicol húmedo es regenerado a 204ºC (400ºF). Mientras el glicol esta en
servicio este podría degradarse lentamente y tornarse de color negro. El pH
podría incrementarse. Cloruros pueden depositarse en el glicol los cuales
pueden causar problemas de corrosión.
Varios métodos analíticos pueden ser encontrados en la literatura para el
control de la calidad del trietilen glicol; sin embargo, la mayoría de los
procedimientos analíticos fueron publicados hace veinte años. Los métodos de
laboratorio son con frecuencia caros y consideraciones cautelosas tienen que
- 162-
ser realizadas tales como cuales análisis deberían llevarse a cabo
frecuentemente y cuales análisis solo deberían realizarse cuando un problema
ha ocurrido.
En este capitulo un resumen de los principales análisis es desarrollado para
verificar la calidad del TEG con equipos y procedimientos sencillos que pueden
ser realizados en campo y otros mas sofisticados realizados necesariamente
con el uso de análisis de laboratorio.
Para análisis en campo, tales como color, pH y una estimación de la tendencia
de espuma pueden identificar preliminarmente los posibles problemas. Si un
problema es identificado, la cromatografía gaseosa, espectroscopia por
absorción atómica, titulación para análisis de cloruros, concentración de
hidrocarburos, pruebas estandarizadas para análisis de características de
espuma y titulación Karl Fischer son métodos posibles a ser utilizados para
encontrar la causa de los problemas.
Solo cuatro características del TEG son concernientes a la deshidratación del
gas natural:
- Higroscopicidad
- Estabilidad a la Espuma
- Corrosividad
- Concentración de TEG.
Para chequear estos parámetros es suficiente llevar a cabo algunos
procedimientos analíticos encontrados en la literatura. Sin embargo, métodos
no tan simples podrían llegar a ser necesarios solo si una de estas
características de TEG falla para encontrar las expectativas. Los valores dados
por los parámetros pueden ser solamente usados como una norma. En la
mayoría de casos, no es necesario reemplazar o purificar el TEG si el punto de
roció es encontrado dentro de especificación y las pérdidas de TEG no son
excesivas.
Color
Aparentemente el color es un poco insignificante, este parámetro puede
proveer información suficiente acerca del glicol. El TEG podría estar claro; esto
puede ser incoloro, amarillo o marrón. Un TEG negro y turbio puede conducir a
- 163-
problemas. Degradación térmica del TEG puede conducir a formación de
espuma y daños de corrosión. Si una segunda capa esta presente en el tope
del TEG, entonces el contenido de hidrocarburos en el TEG es demasiado
elevado. Esto puede conducir a formación de espuma estable. Hidrocarburos
pesados pueden enriquecerse en el TEG de una u otra alimentación de gas
natural, o a través de escapes de aceites de maquina contaminando el TEG.
Un análisis de cromatografía gaseosa (CG) de la fase hidrocarburo podría
realizarse identificando las causas del problema.
Porcentaje en peso de TEG
Esto establece la cantidad de TEG en la solución. El porcentaje de TEG pobre
debe ser aproximadamente 98-99.5% en peso. El contenido de TEG rico puede
variar de 93-97%. Si el rango entre el contenido de TEG pobre y el TEG rico es
demasiado estrecho (aproximadamente 0.5 a 1.5%), esto normalmente
significa que el régimen de circulación del TEG es demasiado rápido y debería
disminuirse para evitar problemas. Si el rango es demasiado ancho (4 a 5%)
esto normalmente significa que el flujo de circulación del TEG es demasiado
lento y debería incrementarse para evitar problemas.
Tipos y Cantidades de TEG (Análisis Cromatográfico)
Cuando el TEG es degradado térmicamente, ácidos carboxílicos, peróxidos,
aldehídos y glicoles menores tales como el MEG y el DEG se obtienen como
productos de reacción.
Si el TEG es usado, la cantidad de otros glicoles tal como Monoetilen glicol y
Dietilen glicol (MEG y DEG respectivamente) debería ser pequeña. En este
caso, si los otros porcentajes de glicoles (además del Trietilen glicol)
comienzan a incrementarse, esto normalmente significa que el TEG en el
sistema se está degradando y descomponiendo.
Contenido de Agua
- 164-
Esto determina la cantidad de agua presente en la muestra. El contenido de
agua en la muestra de TEG pobre debería preferentemente ser menor que
1.5%. Si el contenido de agua es mucho mayor que el 1.5% , esto significa que
la temperatura del rehervidor es demasiado baja o algún otro problema ha
ocurrido. El contenido de agua en la muestra de TEG rico normalmente no
excede de 3 a 7%.
Contenido de Hidrocarburos
Esto muestra cuánto aceite, parafinas o condensados de hidrocarburos están
en el TEG. El contenido de hidrocarburos en el TEG rico podría algunas veces
ser mayor desde que algo de hidrocarburos no están expuestos a las altas
temperaturas del rehervidor y que sean hervidas hasta consumirse.
Contenido de Sales
Esto muestra cuanta sal o cloruros están presentes en el TEG. La solubilidad
de las sales en las soluciones de glicol disminuye con un incremento de la
temperatura y, por consiguiente, podría acumularse en los tubos de
calentamiento del rehervidor y disminuir la eficiencia de la transferencia de
calor. Cuando el contenido de sales en el TEG alcanza los 200 a 300 ppm,
podría empezar depositándose sobre los tubos de calentamiento. Los límites
de solubilidad de las sales en el TEG son aproximadamente, cuando el
contenido de sales alcanza los 600 a 700 ppm. Por encima de este nivel, el
régimen de deposición podría acelerarse prontamente; los tubos de
calentamiento deberían ser inspeccionados antes de que fallen.
Análisis de cloruros pueden ser realizados por titulación con una determinación
de punto final potenciometrica. Después de acidificar la muestra con ácido
nítrico, usando solución de nitrato de plata 0.1 o 0.01 M. La máxima
concentración de cloruros es ligeramente dependiente del acero usado en el
sistema. Desde que acero inoxidable esta propenso a la corrosión una máxima
concentración de 100 ppm de cloruros es tolerable. Cuando una concentración
de 200 ppm es alcanzada el glicol podría ser reemplazado. Desde que el
- 165-
cloruro podría causar daños de picaduras del acero al carbono, una
concentración de hasta 300 ppm puede ser tolerable.
PH
Este parámetro es una medida de la corrosividad de TEG. Cuando los glicoles
se degradan térmicamente, ácidos carboxílicos son producidos, los cuales
llevan a disminuir el pH. Mezclas de glicol puro / agua también son ligeramente
ácidas. Bajos valores de pH podrían llegar a engrandecer la corrosión y
degradar el TEG rápidamente. En la mayoría de unidades de deshidratación,
aminas tal como trietanolamina (TEA) o metildietanolamina (MDEA), las cuales
son algunas veces usadas en endulzamiento de gas natural, son inyectadas
para incrementar el pH. El pH es medido la mayoría de veces en una muestra
diluida 1:1 con agua desionizada usando un equipo de medición de pH
(Prober). No más de cuatro muestras de TEG pueden ser medidas
consecutivamente usando la misma probeta de pH. Después de cinco o mas
muestras, el tiempo requerido hasta la medida del pH sea estable podría
incrementarse por varias horas, resultando en posibles errores de hasta una
unidad de pH.
Contenido de Hierro
Esto nos brinda una indicación de la cantidad de corrosión presente en el
sistema de TEG. Cinco ppm de hierro es normalmente el máximo contenido
para un glicol no corrosivo en el sistema. Un contenido de hierro de 10 a 15
ppm podría indicar algo de productos corrosivos presentes en el TEG.
Productos de corrosión tal como sulfuro de hierro, podrían ingresar al sistema
con el gas de entrada o podrían formarse en la Planta misma. El contenido de
hierro normalmente no debería exceder los 100 ppm.
Para su análisis, 25 ml de TEG son diluidos con 25 ml de 37% de ácido
clorhídrico y calentados hasta el punto de ebullición. Después de enfriar, la
muestra es filtrada (si partículas visibles están presentes), y llenar hasta un
volumen de 200 ml con agua destilada. La concentración de hierro es medida
por espectroscopia de absorción
- 166-
atómica. Concentraciones de hierro menores a 15 ppm son medidas en
sistemas con mínima corrosión. Valores por encima de 100 ppm indican que
altos regímenes de corrosión están presentes.
Espuma
La altura de la espuma y su estabilidad es una medida de la cantidad de
espuma en el TEG presente en el sistema. La razón para la formación de
espuma puede deberse a partículas en el sistema, degradación del TEG o
enriquecimiento de hidrocarburos. Una estimación de la estabilidad de la
espuma puede obtenerse en el mismo lugar con algunas experiencias. Si uno
agita la muestra vigorosamente y luego observa el tiempo hasta que la espuma
se rompa, esto nos podría dar una estimación, a groso modo, de la estabilidad
de la espuma. Cuando es alta, la espuma estable está presente, entonces el
gas de salida se vuelve húmedo y altas pérdidas de TEG normalmente ocurren.
Para medir la estabilidad a la espuma en el laboratorio, nitrógeno es
burbujeado a través de 150 ml de TEG en un vidrio medido a 500 ml a un
régimen de 60l/hr por cinco minutos. La altura máxima de espuma durante los
cinco minutos es medida después de parar el flujo de nitrógeno, el tiempo de
ruptura de la espuma es también medido. Valores típicos podrían ser de 30 ml
de espuma en el glicol pobre y 60 ml de espuma en el glicol rico. La espuma
puede romperse justo unos pocos segundos después de apagar el flujo de
nitrógeno.
ANÁLISIS DE TEG TÍPICO
Tipos de análisis realizados al TEG
La tabla Nº 3 muestra los varios análisis que se corren a las muestras de glicol.
Muchos pueden ser aprendidos por los operadores de Planta y algunas
medidas correctivas pueden deducirse de la inspección visual. Por ejemplo la
presencia de precipitado negro, productos de la corrosión de hierro tal como
FES y Fe3O4, revelan inicios de corrosión y pueden también indicar la
inadecuación de los filtros.
- 167-
Una solución viscosa negra indica que pesados, condensados de hidrocarburos
son transportados con el gas. Un olor a dulce, acompañado por un bajo pH y
un oscurecimiento son señales que degradación térmica esta ocurriendo en el
rehervidor.
Análisis de glicol para muestras de campo de Deshidratadoras
1. Análisis de agua Titulación Karl Fischer
2. pH (dilución 1:1) Potenciométrico
3. Formación de emulsión Visual
4. Cromatografía gaseosa (H2O, glicol, gases ácidos, hidrocarburos)
Instrumental
5. Destilación de hidrocarburos ASTM
6. Tendencia espuma Visual
7. Cloruros Inorgánico Total AgNO3 – Pirolisis + coulometric + titulación
8. Na, K Absorción atómica (A.A)
9. Ca A.A o cualitativo
10. Fe Colorimetría
11. Otros metales Métodos de emisión
Las muestras son tomadas del sistema de deshidratación con glicol. En el caso
de glicol pobre, la muestra es tomada en la línea de salida del rehervidor de
glicol, una vez que este ha sido regenerado (luego el glicol se dirige a la
contactora gas-glicol). Si se requiere una muestra de TEG rico, esta puede ser
tomada de la línea de glicol que sale de la contactora gasglicol (una vez que el
glicol se puso en contacto con el gas húmedo). En algunos casos las muestras
de TEG rico son tomadas a la salida del intercambiador glicol-glicol, antes de
ingresar a la columna del rehervidor. Si se requiere comprobar escapes o
rupturas en el intercambiador de calor glicol-glicol, las muestras de TEG pobre
son colectadas antes y después del intercambiador de calor. Algún cambio en
la concentración de agua confirma la ruptura o fuga.
Límites de valores en los análisis de TEG Nuevo
- 168-
La tabla Nº 4 muestra algunas de las propiedades típicas del TEG, las cuales
son útiles en la determinación si un nuevo material es aceptado para uso en
deshidratadoras de gas (glicol virgen)
Análisis de TEG contaminado
TEG Contaminado
Una muestra de TEG es recibida en el laboratorio para un requerimiento de
análisis. La unidad en cuestión tiene una historia de falla de los tubos de
calentamiento y excesivas pérdidas de TEG. Un completo análisis fue realizado
y los resultados son mostrados en la tabla Nº 6. tres factores indican que el
TEG está empezando a degradarse
térmicamente:
• Inusuales altas cantidades de glicoles menores, MEG y DEG.
• Muy bajo pH (Ácido)
• Típico olor a dulce quemado de TEG Una contaminación por sales puede ser
la raíz del problema en esta unidad. Algo de hidrocarburo también puede estar
presente, indicado por la formación de espuma estable con el agua. Es muy
probable, que estos sean hidrocarburos pesados.
Estas recomendaciones fueron hechas para remover el TEG contaminado de
esta unidad y para que sea recargada con TEG fresco o nuevo después de una
completa limpieza del rehervidor y los tubos de calentamiento.
La decisión ya sea para descargar este material o para utilizarlo, es una
decisión económica y debería ser hecha en base a 1) Disponibilidad de utilizar
el equipo, 2) Volumen de la solución, 3) merma debido a la presencia de
glicoles menores y contaminantes.
Es solo suficiente para tener un punto de rocío de salida de 60 ºF. Esto
corresponde a un descenso de punto de rocío de 30 ºF.
El mayor problema en esta unidad se debe a la presencia de hidrocarburos
el cual, probablemente, tiene cubierta la superficie de contacto en el
absorbedor y evita un buen contacto entre el gas y el TEG. Las bajas
temperaturas del TEG pobre, entrando por el tope del absorbedor, estuvo
PRUEBA Y RENDIMIENTO DEL SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN
- 169-
DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE ROCÍO DEL AGUA EN EL GAS MEDIDO
POR EL EQUIPO BUREAU OF MINES
Descripción del Equipo
La determinación del punto de rocío en la Planta de gas Malvinas se realiza
mediante el equipo Bureau of Mines.
Este equipo consiste de una cámara de metal dentro y fuera de la cual al gas
de prueba se le permite fluir a través de válvulas de control A y D. El gas que
entra al aparato a través de la válvula A es deflectado por la boquilla B hacia la
porción fría del aparato, C. El gas fluye cruzando la cara C y fuera del aparato a
través de la válvula D.
La parte C es un “espejo objetivo” de acero inoxidable altamente pulido,
refrigerado por medio de una varilla de enfriamiento de cobre, F. El espejo, C,
es soldado con plata a un pico en la cámara termométrica , I, la cual es
suavemente soldada a la varilla de enfriamiento, F, por medio de una unión
cónica. La temperatura del espejo objetivo, C, es indicado por un termómetro
de mercurio en vidrio, K, cuyo bulbo encaja perfectamente en la cámara
termométrica. La observación del depósito de rocío es hecha a través de la
ventana transparente resistente a la presión, E. Se observará que solo la
porción central del espejo objetivo de acero inoxidable, C, está térmicamente
unida al acoplamiento, I, a través del cual C es enfriado. Debido a que el acero
inoxidable es un conductor térmico relativamente pobre, la porción central del
espejo se mantiene a una temperatura ligeramente menor que la porción
exterior, causando que el rocío aparezca primero en la porción central del
espejo y su detección sea ayudada por el contraste del material proporcionado.
También se debe observar el arreglo para la medición de temperatura del
espejo objetivo, C. La temperatura se lee con un termómetro o RTD, tipo K,
insertado en la 146 varilla de enfriamiento F, de modo que el bulbo del
termómetro esté completamente dentro del pozo del termómetro en
acoplamiento, I. La zona a la cual el espejo de metal de acero inoxidable está
soldado con plata es una parte de la base de la cámara termométrica, y como
no existe contacto metálico entre la cámara termométrica y el tubo de
enfriamiento, a no ser con su base, el termómetro indica la temperatura del
espejo en lugar de alguna temperatura compromiso influenciada por el
- 170-
gradiente de temperatura a lo largo del tubo de enfriamiento como sería el caso
sino se empleara este tipo de construcción.
Procedimiento de la medición
Tomar la muestra representativa del gas en la fuente. No la tome en un punto
donde el aislamiento permita al condensado acumularse o de otro modo
permitirá que exista un contenido de vapor que no está en equilibrio con la
corriente principal o con el suministro de gas, tales como la absorción o
desorción de vapores desde la línea de muestreo o desde los depósitos en ese
lugar. La temperatura de las tuberías que llevan la muestra directamente desde
la fuente de gas hacia el equipo de punto de rocío, o también la temperatura
del equipo, debe ser por lo menos 3 ºF por encima que el punto de rocío
observado. La determinación puede ser hecha a cualquier presión del gas
dentro del aparato de punto de rocío. Debe ser conocida con una exactitud
apropiada a los requerimientos de la prueba. La presión puede ser leída en un
manómetro tipo bourdon, Para presiones muy bajas, para mediciones más
exactas se debe usar un manómetro de mercurio o un manómetro de “peso
muerto”.
La muestra de gas se introduce a través de la válvula A (Fig), abrir
ampliamente esta válvula si la prueba se va a realizar bajo una presión de
fuente completa, controlando el flujo por la pequeña válvula de salida, D. La
velocidad de flujo no es crítica pero no debe ser tan alta como para que exista
una caída de presión medible u objetable a través de las líneas conectoras y
del aparato del punto de rocío. Usualmente será satisfactorio un flujo de 0.05 a
0.5 pie3/min (medido a presión atmosférica). Con el gas
refrigerante líquido (en nuestro caso nitrógeno líquido) transportado a la válvula
de estrangulamiento del enfriador, H, abrir momentáneamente la válvula
permitiendo que el refrigerante vaporice en el enfriador para producir una
adecuada disminución en la temperatura del tubo del enfriador, F, y del espejo
objetivo, C, como se indica en el termómetro K. La velocidad de enfriamiento
puede ser tan rápida como se desee al hacer una prueba preliminar. Luego de
estimar la temperatura de punto de rocío, ya sea por una prueba preliminar o a
partir de otro conocimiento, controle la velocidad de enfriamiento o
- 171-
calentamiento de modo que no exceda 1 ºF/min cuando esta temperatura se
acerca. Para resultados exactos, las velocidades de enfriamiento y
calentamiento se deben aproximar las condiciones exotérmicas lo más cerca
posible. El método más satisfactorio es enfriar o calentar el espejo objetivo
paso a paso. Los pasos de aproximadamente 0.2 ºF permiten que las
condiciones de equilibrio sean alcanzadas cercanamente y favorecen una
determinación exacta. Cuando se ha depositado el rocío, deje que el espejo
objetivo caliente a una velocidad comparable a la velocidad de enfriamiento
recomendada. Usualmente la velocidad será más rápida que la deseada. Para
reducir la velocidad abra la válvula H momentáneamente a intervalos para
suministrar enfriamiento, F.
Repita los ciclos de enfriamiento y calentamiento varias veces. Se considera
que el punto de rocío observado es el promedio aritmético de las temperaturas
a la cual se observa que aparece y desaparece el rocío.
CÀLCULO DEL CONTENIDO DE VAPOR DE AGUA EN EL GAS
Método Gráfico (GPSA Engineering Data Book 1998)
Se entiende por vapor de agua saturado o el contenido de vapor de agua en
equilibrio a la concentración de vapor de agua en una mezcla de gases que
está en equilibrio con una fase líquida de agua pura que está saturada con
dicha mezcla de gases. Cuando un gas que contiene vapor de agua está a la
temperatura del punto de rocío del agua, se dice que está saturado a la presión
existente. El contenido de agua en el gas depende de la presión, temperatura y
composición. El efecto de la composición se incrementa con la presión y es
particularmente importante si el gas contiene CO2 y/o H2S. Por ejemplo: para
gases naturales dulces conteniendo por encima de 70% de metano y pequeñas
cantidades de hidrocarburos pesados generalmente correlaciones de presión-
temperatura son adecuadas para muchas aplicaciones.
La Fig. 27 es un ejemplo de una de ellas, tal es así que dicha correlación ha
sido ampliamente usada en el diseño de Deshidratadoras de gas natural
“dulce”. Esta fue por primera vez publicado en 1958 y fue basado en datos
experimentales disponibles en ese tiempo. La correlación de la gravedad del
- 172-
gas nunca debería ser usada para explicar la presencia de H2S y CO2 y quizá,
no siempre es adecuado para efectos de ciertos hidrocarburos, especialmente
para la predicción del contenido de agua a presiones por encima de 1500 Psia.
Para gas natural dulce el logaritmo del contenido de agua (W) fue graficado vs
P y T. Esto fue encontrado que una gráfica de log (W) vs 1/T se aproximaba a
una línea recta a una presión dada. La mayoría de gráficas usan logaritmo (W)
vs T.
Las Figs. 28 y 29 son este tipo de gráficas. El contenido de agua que se ilustra
es la máxima cantidad de que el gas puede contener a la P y T dadas. Esto es,
totalmente saturado. La humedad relativa es el 100% o, de otra manera, la
temperatura es la temperatura de punto de rocío del agua en el gas a la
concentración y presión dadas.
Un cálculo del contenido de agua en gas natural “dulce” basado en las Figuras
28 y 29 se pueden determinar mediante el Software GCAP 8.2 th Edition ( gas
Conditioning and Processing, John M. Campbell)
Correlación de Bukacek
Una correlación de los datos disponibles acerca del contenido de agua en
equilibrio de los gases naturales ha sido reportada por Bukacek. Se cree que
esta correlación es lo suficientemente exacta para los requerimientos de la
industria de combustibles gaseosos, excepto para situaciones inusuales donde
el punto de rocío es medido a condiciones cercanas a la temperatura crítica del
gas.
Absorción de gases
La absorción de gases es una operación unitaria mediante la cual los
componentes solubles de una mezcla gaseosa se disuelven en un líquido. La
operación inversa, denominada desorción consiste en la transferencia a un gas
de los componentes volátiles de una mezcla líquida. El contacto íntimo entre
las fases, líquido y gas, normalmente, se logra en las denominadas torres o
columnas, que son recipientes cilíndricos, en posición vertical y en cuyo interior
se incluyen dispositivos como bandejas o lechos de rellenos.
- 173-
Generalmente, el gas y el líquido fluyen en contracorriente por el interior de la
torre, cuyos dispositivos internos promueven el contacto entre las fases y el
desarrollo de la superficie interfacial a través de la cual se producirá la
transferencia de materia. [7].
Tipos de columnas para el contacto gas-liquido.
En las operaciones de transferencia de masa líquido-gas, se necesitan unos
dispositivos que proporcionen el contacto entre el líquido que desciende y el
vapor que
asciende, y por lo tanto la transferencia de masa, estos dispositivos son los
platos y los
empaques o rellenos.
a. Columnas de Platos.
Existen varios tipos de platos que permiten el contacto entre e1 liquido y el
vapor siendo los mas comunes los valvulados, los perforados y los tipo
capucha; la selección del tipo de platos se debe determinar evaluando varios
factores tales como: el proceso, su costo, diseño mecánico, instalación,
mantenimiento, capacidad, eficiencia, caída de
presión, corrosión y los datos históricos previos existentes para la selección del
mismo.
La eficiencia de los platos de define como una medida de la efectividad del
contacto liquido-vapor en el plato y expresa la separación que se tiene
realmente en comparación con la separación que se obtendrá teóricamente en
estado de equilibrio. Toma en cuenta la no idealidad del plato. El número de
platos ideales (teóricos), es igual al número de platos no ideales (reales)
multiplicado por la eficiencia del plato. Entre los factores que ejercen mayor
influencia sobre la eficiencia de las torres de absorción están las propiedades
físicas de los fluidos y la relación gas-liquido.
a.1 Efecto de las variables de operación sobre la eficiencia de los platos
- 174-
Entre las variables de operación que afectan la eficiencia de los platos en una
torre de
absorción se encuentran
Presión de operación:
El aumento de la presión puede incrementar considerablemente la eficiencia de
la separación.
Temperatura de entrada del disolvente:
Esta variable tiene muy poca influencia en el grado de absorción o en los
perfiles internos de temperatura cuando los efectos térmicos se deben
principalmente al calor de disolución o a la vaporización del disolvente.
Temperatura y humedad del gas:
Un elevado grado de humedad limita la capacidad de la fase gas para aceptar
calor latente y, por lo tanto no favorece la absorción. Es por esto que debe
considerarse la deshumidificación del gas antes de introducirlo.
Razón entre caudales de líquido y gas (L/G):
La razón L/G puede tener una influencia significativa en el desarrollo de los
perfiles de temperatura en una columna de absorción. Valores elevados de L/G
tienden a producir
perfiles de temperatura menos intensos, debido a la alta capacidad calorífica de
la fase
liquida. A medida que disminuye el valor de L/G, la concentración de soluto
tiende a aumentar en la parte superior de la columna y el punto de máxima
temperatura tiende a
desplazarse hacia arriba en la columna, hasta que la temperatura máxima se
ubique en el piso mas elevado. Por supuesto, la capacidad de la fase liquida
- 175-
para absorber soluto cae progresivamente a medida que el valor de L/G se
reduce.
b. Columnas de Relleno.
Las columnas de rellenos para el contacto gas-liquido se utilizan ampliamente
en operaciones de absorción, desorción y destilación. Normalmente, las
columnas se rellenan con material sólido en forma de partículas orientadas al
azar, pero en un número creciente de aplicaciones el relleno se dispone
ordenadamente. Se disponen de numerosos rellenos comerciales, cada uno de
los cuales presenta ventajas especificas en costo, desarrollo superficial,
regeneración de interfase, perdida de carga, peso y resistencia a la corrosión
b.1 Tipos de lechos de relleno
Los lechos de rellenos pueden dividirse en dos categorías: aquellos que
contienen elementos de relleno dispuestos en la columna en forma aleatoria y
aquellos que contienen elementos cuidadosamente instalados y diseñados
específicamente para ajustar a las dimensiones de la columna. Los primeros se
denominan rellenos aleatorios. Los segundos se denominan ordenados o
estructurados.
CONTAMINANTES EN CIRCUITOS DE GLICOLES
El ingreso de contaminantes externos al circuito (con el gas a tratar) y la
recirculación de los glicoles generan en los mismos una serie de alteraciones
que se manifiestan en fallas o inconvenientes temporales de los parámetros de
procesos establecidos.
A continuación se menciona como la desviación de ciertas características de
glicol en uso puede generar diversos problemas operativos. Se observa
también, que la relación
causa-efecto no es directa por lo cual todos los contaminantes de glicol deben
ser evaluados para llegar a un diagnostico efectivo. Adicionalmente se
- 176-
mencionan los niveles recomendados de calidad para un desempeño óptimo de
un proceso.
Pureza (contenido de glicol)
La concentración de glicol pobre determina la máxima depresión de punto de
rocío que puede ser obtenida por el sistema. Esta deberá encontrarse entre 98
y 99 % en peso o más. La concentración del glicol rico, una función del agua
capturada, deberá ser 2 a 5 % menor que la del glicol pobre. La concentración
del glicol pobre normalmente es función directa de la temperatura del reboiler.
Degradación del Glicol
Es indicada por cambios en la composición y reducciones en el pH de la
solución. Es causada por la excesiva temperatura o entrada de oxígeno y los
productos de degradación son los ácidos orgánicos (fórmico – acético)
correspondientes. Los hidrocarburos reaccionan con los productos de
degradación formando productos poliméricos (ver aminas). Estos productos
pueden estabilizar espumas.
Los ácidos también contribuyen a la corrosión del sistema, el pH bajo puede
ajustarse con bórax, MEA, o carbonato de sodio. Las diferencias en el
contenido de hidrocarburos de glicol rico y pobre indican la cantidad de
hidrocarburo purgado por el
regenerador. Los Hidrocarburos que flashean en el reboiler pueden arrastrar
grandes cantidades de vapor de glicol (altas perdidas) y pueden dañar las
instalaciones. Se recomienda no superar el 0.5 % de hidrocarburos en el glicol
para evitar espumas o interferencias en la regeneración.
Las perdidas de glicol pueden ser el mayor problema operativo en plantas de
deshidratación. La contaminación del glicol por hidrocarburos, sólidos
finamente divididos y agua salada puede promover espumas y consumo de
glicol. Se considera aceptable una pérdida de 1 lb/MMscf de gas secado.
Contenido de Sales
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Marca la cantidad de cloruros inorgánicos en el glicol, usualmente cloruro de
sodio y con menor frecuencia cloruro de calcio. La deposición de sales en los
tubos de fuego reduce la transferencia de calor y promueve “puntos
calientes” donde se localizan fallas. La presencia de ácidos orgánicos puede
generar también corrosión.
Cuando el contenido de sal alcanza 0.5 a 1 % en peso el glicol debe ser
removido para evitar problemas operativos.
Contenido de Sólidos
A bajo pH la presencia de barros generados por sólidos carbonosos y sales
conduce a
la formación de sólidos que son abrasivos y promueven espuma. Los filtros son
eficientes para remover esos sólidos.
A pH por debajo de 5.5 sucede la autoxidación del glicol que genera peróxidos,
aldehidos y ácidos orgánicos tales como fórmico y acético. Si el gas contiene
gases ácidos, el pH también se reduce, porque a diferencia de las aminas, los
glicoles no tienen reserva alcalina. El pH debe encontrarse entre 6.5 y 7.5.
Contenido de Hierro
Es un indicador de corrosión, el hierro particulado puede ser removido. Un
sistema debería tener menos de 5 ppm. Un contenido mayor de 30 ppm podría
indicar una condición seria de corrosión. Los productos de corrosión pueden
estabilizar espumas.
Formación de Espumas
La tendencia y estabilidad debe medirse en glicoles. El ensayo puede
emplearse también para medir la eficiencia de los filtros de carbón que
usualmente se intercalan en las plantas. La llegada a planta de inhibidores de
corrosión, fluidos de fractura de pozos (metanol) u otros productos químicos
puede generar espumas estables.
- 178-
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE UNA PLANTA
DESHIDRATADORA
Los métodos de absorción están representados principalmente por el proceso
de deshidratación a base de glicoles, donde el agente deshidratante puede ser
uno de los
siguientes glicoles.
Etilenglicol: CH2OH-CH2OH
Dietilénglicol: CH2OH-CH2O- CH2- CH2OH
Trietilénglicol: CH2OH-CH2O-CH2-CH2O-CH2-CH2OH
La deshidratación mediante glicol se utiliza altamente en la industria del gas
natural preferiblemente cuando se trata de deshidratar grandes volúmenes de
gas natural hasta concentraciones moderadas. La escogencia del tipo de glicol
a utilizar depende de varios factores como: Costos, solubilidad del glicol en la
fase de hidrocarburos, presión de vapor, punto de congelamiento de la solución
agua-glicol y reducción del punto de rocío. El trietilénglicol es un líquido
altamente higroscópico, de la serie de los alcoholes, no corrosivo, no se
solidifica en soluciones concentradas, regenerable a altas concentraciones y
estables en presencia de compuestos de azufre y dióxido de carbono, es el de
uso más común debido a que presenta manos pérdidas por vaporización (punto
de ebullición=550ºF), además permite obtener mayores descensos de punto de
rocío cuando el gas absorbe el agua, se reduce la temperatura de rocío del gas
natural, a esto se le llama descenso del punto de rocío
- 179-
2.9 FACTORES QUE PUEDEN PERTURBAR EL FUNCIONAMIENTO
NORMAL DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN.
Dentro de los factores que afectan el funcionamiento de una torre de
deshidratación
se encuentran.
Presión.
El gas de alimentación tiene una presión especificada en el diseño. El
incremento o descenso de este parámetro afecta el funcionamiento de la
planta. El incremento de la
presión del gas de alimentación, esta limitado por el espesor de los materiales
de construcción y demás especificaciones de los equipos. Las presiones
elevadas, superior a las especificadas en el diseño, afectan a los equipos
ubicados a la entrada del sistema (separador de entrada, torre de absorción,
separador de salida e intercambiador de calor gas/glicol) y conducen a la
explosión y parada súbita de la planta.
El descenso de la presión en el gas de alimentación incrementa la velocidad
del gas dentro del absorbedor, y por lo tanto se puede romper el extractor de
niebla del separador y del absorbedor, se puede producir espuma mecánica
dentro de la torre, posible rotura o caída de los platos del absorbedor y la
- 180-
perdida de glicol también se ve afectada por el descenso de presión. La presión
diferencial en los filtros sirve para indicar el momento en que los filtros estén
tapados.
Temperatura.
Del gas de alimentación: la temperatura del gas de alimentación es un
indicador de posibles problemas que pueden ocurrir en una planta de
deshidratación. Cuando es alta, el contenido de agua aumenta en el gas de
salida y, por lo tanto, el gas se sale de
especificaciones. Del glicol en el rehervidor: cada tipo de glicol tiene su propio
diagrama de fase. La temperatura de burbujeo del TEG es cercana a 400 °F a
presión atmosférica, cuando en el regenerador la temperatura es superior a la
antes indicada el glicol se degrada y es necesario cambiarlo.
Cuando la temperatura del regenerador es menor a los 360 °F la pureza del
glicol pobre disminuye, es decir queda con agua, y por lo tanto se hace
ineficiente el proceso de deshidratación.
De los vapores en el tope de la torre de regeneración: la temperatura no debe
ser mayor a 218 °F para evitar perdidas excesivas del TEG por evaporación y
menor a 210°F para prevenir que el agua que sale por el tope condensen y
vuelvan al rehervidor a través del empaque llenando el rehervidor con exceso
de liquido.
Del glicol de entrada al absorbedor: la temperatura del glicol pobre que entra al
absorbedor debe mantenerse a un mínimo de 10 a 15 °F por encima de la
temperatura del gas de alimentación para evitar la condensación de los
hidrocarburos y los arrastres de condensados. Las perdidas altas de glicol se
producen cuando la temperatura del glicol pobre es demasiado alta.
Caudal.
Del gas de alimentación: el incremento del caudal de alimentación, implica un
aumento proporcional de galonaje de glicol en el sistema para remover todo el
contenido de agua posible en el gas, a su vez la energía que alimenta el
rehervidor también tiene que aumentar para poder retirar el agua del glicol.
- 181-
Composición.
Los cambios de la composición de la carga que más pueden afectar el
funcionamiento de la planta son:
Cambio en el contenido de agua del gas: el incremento en el contenido de agua
en el gas obliga a aumentar, proporcionalmente, el galonaje y la carga
energética del rehervidor. No hacer los ajustes correspondientes, implica que el
gas saldrá de las especificaciones.
Incremento del GPM en el gas de alimentación: cuando el gas de alimentación
tiene un porcentaje muy alto de componentes pesados aumenta la tendencia a
producir condensación de los hidrocarburos lo cual a su vez facilita la formación
de espumas. Como consecuencia el gas se sale de especificaciones.
2.5.1 Sistema de Absorción con Aceite Pobre
Este proceso consiste en poner en contacto el gas natural con un aceite en una
absorbedora, con lo cual compuestos del gas se disuelven en el aceite, el cual
es un kerosene compuesto generalmente de hexano y heptano o llamado
“gasolina pesada”. La cantidad de cada componente que se disuelve en el
aceite, se incrementa a medida que disminuye la volatilidad a las condiciones
de temperatura y presión de la absorbedora. Así por ejemplo, mientras sólo el
8% del metano en el gas se disuelve, alrededor del 50% de propano, 80% del
butano y así sucesivamente, irán a formar una solución con el aceite.
- 182-
Los equipos del proceso se muestran en la figura 2.4. El gas rico entra a la
torre de absorción y fluye hacia arriba a través de la absorbedora, la cual
contiene platos o empaque. A medida que el gas fluye hacia arriba, entra en
contacto íntimo con el aceite, el cual entra a la torre por la parte superior.
Cuando el gas sale por la cima de la torre, se ha despojado de la mayor parte
de los componentes pesados.
El aceite rico sale por el fondo de la torre bajo control de nivel, intercambia
calor con la corriente de aceite pobre y entra al tanque “flash”, el cual opera
alrededor de la mitad de la presión de la torre de absorción. Una gran cantidad
de compuestos livianos absorbidos, tales como el Metano son liberados y se
envían a la recompresión. En facilidades de recuperación de propano y más
pesados, el aceite entra a la columna deetanizadora, en la cual se separan del
aceite el resto de metano y el etano. Estos gases van a una vasija de
presaturación y luego a recompresión para juntarse con la corriente principal de
gas tratado. De la torre deetanizadora, el Aceite Pobre va a una torre de
destilación, donde se separan el aceite y los componentes absorbidos.
Posteriormente el Aceite pobre va a través de los tubos de los
intercambiadores de calor y los enfriadores, a la vasija de presaturación en la
cual se satura parcialmente con metano y etano y se bombea de regreso a la
absorbedora de alta presión, pasando por otro enfriador para asegurar que la
temperatura del aceite pobre no es mayor que la del gas de carga, para
maximizar la absorción. (IDEM 6)
Este sistema se encuentra en la planta de Rio Grande y Colpa.
- 183-
- 184-
