texto oficial gas i 2003.pdf

8/18/2019 TEXTO OFICIAL GAS I 2003.pdf

1/48

TECNOLOGÍA DEL GAS NATURAL I PET - 216

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS FACULTAD DE INGENIERÍA1

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL GAS NATURALPROPIEDADES DEL GAS NATURAL

Se conoce como gas natural a una corriente gaseosa compuesta como por una mezcla de

hidrocarburos, principalmente metano (CH4) que incluye por lo general etano, propano yotros hidrocarburos más pesados, al igual que gases inertes y posibles compuestos deazufre, como impurezas, vapor de agua, gas carbónico (CO2), N, H2S y He.

El gas natural puede encontrarse asociado con el crudo a ser extraído de un pozo o estarlibre (no asociado) cuando se encuentra solo en el yacimiento.

El gas natural se define de acuerdo a su composición y sus propiedades fisicoquímicas queson diferentes en cada yacimiento y su procesamiento busca enmarcarlo dentro de límitesde contenido de componentes bajo una norma de calidad establecida.

Los tipos más comunes de gas natural que existen son los siguientes:

Gas Acido: gas que contiene más de 6mg/m3 de H2S Gas Dulce: gas que contiene menos de 6mg/m3 de H2S Gas húmedo: Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cc. de agua por mc de gas. Gas seco: Gas con un contenido menor a 14 cc. de agua por mc de gas. Gas Rico: Gas que contiene una cantidad significativa de compuestos más pesados que el

etano, alrededor de 95 cc de C3+ por mc de gas. Gas Pobre: Gas que contiene pocas cantidades de propano y más pesados.

Es importante hacer notar que el gas natural boliviano está exento de sulfuro de hidrogeno yotros elementos ácidos, pero la presencia de altas cantidades de dióxido de carbono CO2 esmuy ofensivo en otras áreas de consumo por lo que su remoción es muy importante a través demétodos de tamices moleculares y algunos adsorbentes basados en aminas.


2/48



GASES COMBUSTIBLES

Se denomina gas combustible a aquellos fluidos que combinados con el oxigeno encondiciones adecuadas entran en combustión de calor o luz de intensidad variable en funciónde los componentes que lo integren.Existen diferentes tipos de gases combustibles que llevan en su estructura compuestosmoleculares derivados del gas natural o petróleo tales como:

- G.N. (densidad =0.6)- G.L.P. (densidad = 1.6) predominio de C, H2,O2,N2 y S- Gas de Refinería- Gases manufacturados

Los compuestos químicos que constituyen cada gas son:

- Combustibles (C1, C2, C3………….) - Comburente (O2)- Elementos inertes (CO, N2, etc.)- Elementos no inertes (CO2, H2S, He, etc.)

CH4 + 2O2 -------- CO2 + 2H2O

AireGas natural

Arde a T > 1.930 ºCCombustible

HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos son compuestos de carbono e hidrogeno de variada proporción y pesomolecular, que en la naturaleza se encuentran constituyendo el petróleo y gas natural

Según la cantidad de átomos de carbono que contenga la molécula, se tendrá hidrocarburos

de distinto peso molecular.


3/48



H

H- C – H = CH4 (Metano) (1 molécula de Carbono)

H

H H

H – C – C – H = C2H6 (Etano) (2 moléculas de carbono)

H H

A medida que aumenten ese peso molécula o número de átomos de carbono serán líquidos osólidos (a Partir del C5 – C6 líquidos)

CLASIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS:

- Hidrocarburos Parafínicos: Hidrocarburos saturados de cadena abierta recta.

H H H

H-C-C-C-H (C3H8)

H H H- Hidrocarburos Isoparafinicos: Isomeros de cadena ramificada. Distinta disposición de

átomos dentro la molécula.

- Hidrocarburos no saturados: no se encuentran en el gas natural. Se originan en procesos

de crakeo del petróleo.

- Hidrocarburos naftenicos: Hidrocarburos saturados de cadena cerrada (ejem. Ciclopropano)

- Hidrocarburos Aromáticos: HC de cadena cerrada. No saturados. Estado gaseoso o líquido(ejem. Metil benceno).

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL

Asociado o no asociado Contenido de metano (C4) aproximadamente de 80-95 %, dependiendo del reservorio o

yacimiento. Contiene vapor de agua los cuales forman HIDRATOS Contiene contaminantes como compuestos de azufre, H2S, CO2, CO, etc. No contiene olefinicos los cuales originan el petróleo. Su poder calorífico es variable, según ala composición de sus moléculas, encontrándose en

un rango de 0.900 – 1.000 BTU/PC. Su densidad es de 0.6 – 0.7, dependiendo de los hidrocarburos condensados. Su proceso se basa principalmente en:

-

Deshidratación- Endulzamiento- Extracción de licuables


4/48



No es posible almacenarlos debido a su temperatura critica Tc = -82 ºC, y para licuarlo esnecesario mínimamente bajar criogénicamente a dicha temperatura.

Su presión critica de almacenamiento es de Pc = 45.26 Bar = 656.4 PSI GNL es el gas natural licuado a temperaturas de -161 ºC, para la exportación. Al licuarlo se

reduce en volumen de gas a casi 600 veces su volumen.

GNV gas natural vehicular, almacenamiento en cilindros especiales para vehículos. GNE gas natural enfriado. GTL conversión a gasolina Método Fisher Trops. Valor agregado: se refiere a la utilización del gas natural con industrialización del mismo

para: - Planta de GTL- Petroquímica- Fertilizantes

EJEMPLO:

OBTENCIÓN DE FERTILIZANTES

1. CH4 + H2O 3H2 + CO2. Extraer el CO mediante métodos de catalizacion3. 3H24. Reacción del N2 + 3H2 2NH3 Amoniaco comercializable5. Amoniaco + UREA FERTILIZANTE

UREA + CO2 FERTILIZANTE

NITRATO DE AMONIO FERTILIZANTE EN LA INDUSTRIA AGRÍCOLA.

FERTILIZANTE

PLÁSTICOS GN DIESEL

FIERRO Y ACERO

Reservas actuales de gas natural Exportación de gas natural CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DE

EXPORTACIÓN DEL GAS NATURAL

ESQUEMA GENERAL DEL PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

Combustible

Puntode

Fusión

ºC

Punto de

Ebullición

ºC

Peso

Molecular

kg

Densidad

kg/m³

Poder

Calorífico

kcal/m³

Calor de

Combustión

kcal/kg

Metano -182,5 -161,5 0,016 0,7175 9024 13187

Etano -183 -87 0,030 1,3551 15916 12267

Etileno -169,4 -103,8 0,028 1,26 - -Propano -189,9 -42,1 0,044 2,0098 22846 11955


5/48



GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)

El gas licuado de petróleo (GLP) es una mezcla de hidrocarburos de petróleo los cuales songaseosos a la temperatura y presión ambientales normales. Esta mezcla de gases puede ser licuadaaplicándole una presión moderada para facilitar su transporte y almacenaje. El GLP en formaliquida es 250 veces mas denso que en forma gaseosa. El GLP se deriva principalmente del gasnatural o de los gases de refinación del petróleo, teniendo una mezcla de gases principalmente depropano y butano o sus derivados.

En los cilindros domésticos que contienen mezclas de propano y butano, puede ocurrir unasegregación del butano el cual es mas pesado que el propano, esto puede afectar la eficiencia de lacombustión haciéndola menos optima, ya que la mezcla del gas se hace mas densa y necesita masaire para encender el producto que esta en el fondo del cilindro o garrafa.Sus principales características son:

Son almacenables en estado líquido a presiones moderadas. Las densidades de sus componentes son: δc4 = 2.01 y δc3 = 1.50 No ofrecen dificultad mantenerlos líquidos y pueden usurase al estado gaseoso

calentándolos. Para licuarlo requiere de presiones entre 150-300 psi para el propano y entre 30-60 psi para

el butano. Bajas temperaturas y altas presiones Su poder calorífico es mayor al del gas natural, en un rango de

22.300-28.900 cal/ mcPC GLP > PC GN

Responde a especificaciones técnicas de densidad, poder calorífico tensión de vapor, etc.los cuales lo hacen almacenables.

Es utilizado como combustible para automóviles, su octanaje se encuentra entre 95 y 100RON.

GAS NATURAL LICUADO

Es un gas el cual ha sido enfriado hasta el punto en que se condensa a liquido a temperatura de -161ºC. en un proceso denominado licuefacción que permite reducir su volumen en 600 veces, entre susprincipales características están:

Es un liquido criogénico, su temperatura esta generalmente por debajo de -73 ºC. Liquido puro con una densidad de alrededor de 45 % de la densidad del agua. Previamente deben ser extraídos los contaminantes para que no dañen el equipo cuando el

gas es enfriado a temperaturas criogénicas. Compuesto mayormente de metano Los procesos más importantes son:

1. Exploración y Producción

2. Licuefacción ( gas----liquido)3. Transporte ( Buques metaneros)4. Almacenamiento y Regasificación (Liquido-----gas).

n-butano -138,3 -0,5 0,058 2,7068 30144 11862

i-butano -145 -10,2 0,058 2,7091 29955 -

n-pentano -130 36 0,072 3,5066 38149 -

i-pentano - - 0,072 3,4354 37630 -

Benceno 5,5 80,1 0,078 890 - 10026

Ciclohexano 6,55 80,74 0,084 - - 11167


6/48


7/48



Se obtiene a partir de C1, C2 o C3. Después de la producción del amoniaco, la segunda aplicación en importancia es el Gas de

Síntesis es el metanol:

El metanol se utiliza para la fabricación de fibras de poliéster, acrilato de metilo, acrílicos,etc.

GAS MANUFACTURADO

Fabricación a partir de materiales combustibles sólidos mediante procesos térmicos El COKE es un producto de uso industrial que tiene un alto poder calorífico. Sus principales componentes son H2, C. CO, CO2. Su poder calorífico se encuentra entre 1000 – 9000 cal/mc, su densidad es de δ= 0.4 - 0.5. Su utilización se da en países que carecen de gas natural

GAS DE HULLA

Se obtiene mediante destilación del carbón de piedra Produce descomposición térmica a temperaturas de 750 – 950 ºC

Desprende gas que luego es purificado. Sus componentes principales son: C1 = 22.8 %, H2= 56%, CO =10.9% N= 6.0 % , O2 =0.54% CO2 = 1.3 % otros 2.46%

Poder Calorífico de 4.5 cal/mc.

BIOGÁS

Se produce a partir de la fermentación anaeróbica de residuos de origen orgánico, animal o vegetal

Su composición es de C4 = 45 - 55 %, CO2 = 40 – 50%, N2 = 2 – 3%, H2H = 1.5- 2%. Es utilizado en industrias para generar Energía Eléctrica. Utilizan biodigestores que son recipientes cerrados para su obtención El BIOGÁS puede ser utilizado para motores a diesel y gasolina Utiliza variados filtros.


8/48



BIODIESEL

Es un combustible sustituto del gas-oil para motores diesel, el cual puede ser producidopartiendo de materias primas agrícolas (aceites vegetales y/o grasas animales) y metanol oetanol ( estos también pueden ser obtenidos a partir de productos agrícolas)

El biodiesel posee las mismas propiedades del combustible diesel empleado comocombustible para vehículos y puede ser mezclado en cualquier proporción con el dieselobtenido de la refinación del petróleo.

Algunos datos fisicoquímicos del biodiesel son:

- Composición del combustible: Ester metálico C12 – C22.- Poder calorífico: 9500 Kcal./Kg.- Densidad o peso especifico 0.875-0.900 g/cm³.

- Contenido de Azufre : 0

CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS DEL GAS NATURAL

Tal como se ha indicado anteriormente el acondicionamiento del gas natural para su transporte yexportación involucra dos procesos importantes como son:

1. Separación de líquidos o licuables del gas natural, así como agua y arenas del yacimiento.2. Remoción de impurezas y condensados para la el cumplimiento de especificaciones de

venta de gas natural y regulaciones medioambientales.

Las especificaciones de venta pueden ser descritas en términos de la composición y propiedades delgas natural. También la selección, diseño y operación de los procesos requeridos para laseparación de líquidos y remoción de impurezas depende de las propiedades del yacimiento.


9/48



Los componentes del gas natural generalmente se encuentran en un rango desde el metano CH4con bajo peso molecular hasta componentes como las parafinas con 33 átomos de carbono.

El gas natural producido desde el reservorio puede contener cantidades mínimas de hidrocarburosmas pesados llamados condensados, por lo que el gas natural que contiene condensados esdenominado gas húmedo, asimismo cuando el gas que es producido en superficie sin la presencia

de condensados en condiciones estándar es denominado gas seco.La siguiente figura muestra una secuencia típica de separación de agua y arena contenidos en elfluido del pozo.

Los diferentes tipos de hidrocarburos producidos pueden ser analizados a través de la relación gaspetróleo (GOR), lo que depende exclusivamente de la cantidad de hidrocarburos o tipos de fluidospresentes en el yacimiento así como el porcentaje molar de los mismos. Una relación de tipos defluidos de un pozo se muestra en la siguiente tabla y figura:

CONSTITUYENTES DEL GAS NATURAL

El gas natural durante su producción puede contener diferentes componentes tal como se muestraen la siguiente tabla, donde usualmente los constituyentes primarios son los hidrocarburosparafínicos (alcanos), metano(C1) hasta el pentano (C5) incluyendo algunos isobutanos eisopentanos, donde también aparecen pequeñas cantidades de neopentano y ciclopentanos.La cantidad de hexanos e hidrocarburos mas pesados (C6+) pueden contener fracciones decomponentes tales como naftenos, Metilciclopentano, ciclohexano, etc y aromáticos comoBenceno y tolueno.Lógicamente el principal constituyente del gas natural es el metano, donde frecuentemente esposible recuperar provechosamente hidrocarburos mas pesados a través de plantas deprocesamiento u otras.

Los componentes licuables o condensados pueden ser recuperados y transportados para suseparación y fraccionamiento o su exportación como Gas natural licuado para usos específicoscomo:

Cromatografía del Gas Natural

En la composición del gas natural no aparecen únicamente los hidrocarburos, sino también lasimpurezas, como el agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno, etc. Adicionalmente, sedebe verificar la presencia de arena, que produce la erosión. Las parafinas y los asfáltenos sedepositan y crean problemas. Cuando el agua está en forma líquida y en presencia de sulfuro dehidrógeno (H2S), forma ácidos que corroen las instalaciones.


10/48



El gas natural no es únicamente la mezcla de componentes parafínicos y de sus respectivasimpurezas, sino también las condiciones que aparecen en virtud de cada uno de esos elementoscontenidos en el fluido.

La presión y la temperatura a la cual se debe conducir el gas nos habla de la cantidad de líquido quese puede depositar en el sistema, del espesor de la pared metálica de los equipos, del diámetro de latubería que se utiliza para conducir el fluido y de muchos otros aspectos que configuran el diseño.Del conocimiento que se tenga de estas variables y del dominio en su utilización dependerá el éxitodel profesional que se dedica a profundizar en el manejo de esta información.

La técnica más comúnmente utilizada para saber lo que contiene el gas natural es el análisiscromatográfico. Los cromatógrafos son equipos provistos de columnas construidas con aceroinoxidable o de plástico, rellenas de substancias que atraen individualmente a cada uno de los

componentes en función de su composición. Así, a medida que el gas avanza dentro del tubito,cada componente se adhiere a la superficie de la sustancia utilizada como relleno y se queda retenidapor un determinado lapso. Eso permite que se vayan separando los diferentes componentes queintegran la muestra. A la salida del tubito existe un detector encargado de registrar el momento enel cual pasó un componente puro.


11/48



Con los análisis que se hacen en el laboratorio se van identificando los diversos integrantes de lamuestra. Cuando ya se ha ensayado el uso de la herramienta, el proceso se vuelve rutinario y elanalista identifica con seguridad la composición de cada una de las muestras que le llegan al

laboratorio.

Otras veces, cuando no se tiene cuidado en identificar componentes como el H2S y se pone enuso la planta, la corrosión puede destruir las instalaciones en muy poco tiempo.

Los componentes metálicos no necesariamente se pueden analizar por cromatografía de fasegaseosa, no obstante, es conveniente advertir que el mercurio (Hg) ataca el aluminio, material que seutiliza para la construcción de los intercambiadores de calor criogénicos comúnmente conocidoscomo “cajas frías”. Estos equipos tienen un peso muy fuerte en el funcionamiento de la plantatanto por el costo, la cantidad de líquido que se obtiene con este tipo de intercambiadores y elincremento de la eficiencia en el manejo de las torres.

La terminología utilizada para identificar el gas natural, en función de su composición es muy variada. Lo normal es que se identifique como tal a la mezcla más liviana, normalmente formadapor metano y etano. No obstante, la proporción del metano en dicha mezcla es muy variable (70%al 98%), dependiendo del yacimiento de donde proceda la corriente de gas. Si se trata de un gasseco, la proporción del metano será muy alta, cuando el gas procede de yacimientos asociadosposee una proporción significativa de componentes pesados, identificados en la industria comopropano más (C3+).


12/48



El propano y los componentes más pesados que están presentes en el gas natural se suelen extraerde la mezcla para formar el LPG y la gasolina blanca.

Como gas natural o gas metano, el uso que más comúnmente se le da está relacionado con su poderenergético o la cantidad de energía que se puede extraer de un determinado caudal. En la

generación de electricidad, el gas ha tenido efectividad y vigencia. No en todos los sitios hay laposibilidad de disponer de energía hidráulica y, en la medida en que el hombre acaba con losbosques la disminución del caudal de los ríos va bajando la eficiencia de las generadoras hidráulicas.

Así, ha aparecido la necesidad de utilizar el gas metano como generador de energía.

Figura 1 - Esquema de un cromatógrafo a gas.

1.- Depósito de Gas y Controles de flujo / Presión.2 - Inyector (Vaporizador) de la muestra.3 - Columna Cromatografía y Horno de la Columna.4 - Detector.5 - Amplificador de Señal.6 - Registro de la Señal (Registrador o Computador).

Como insumo petroquímico el gas natural ha sido la materia prima que mayor valor agregado leimprime a los hidrocarburos. No olvidemos que la conversión del gas natural en productospetroquímicos ha sido uno de los retos del hombre durante el siglo XX. (Plásticos, tela sintética,fertilizantes, glicoles, MTBE, el sustituto del tetraetilo de plomo en la gasolina de motor, entremuchos otros)Cada uno de los componentes tiene un uso específico, además de las referencias anteriormentepresentadas, el metano se emplea en sustitución de la gasolina.


13/48



Los Métodos Cromatográficos Estos se clasifican de múltiples maneras. Por ejemplo Gidding,explica que se pueden clasificar por su variante en: Fase Móvil; Fase Estacionaria; Mecanismos deRetención (tipos de equilibrios implicados en la transferencia de los solutos entre las fases); Formade Contacto entre las Fases (columna o superficie plana); Dimensionalidad; Escala Física yGradiente. El proceso cromatográfico, aparentemente simple en la práctica, es en la realidad unacompleja unión de fenómenos, tales como hidrodinámica, cinética, termodinámica, química desuperficie y difusión En la figura 1 se muestra un esquema de la Cromatográfia de gases

Los métodos "cromatográficos" son de gran utilidad en la determinación cualitativa y cuantitativade los gases. Y, los mismos se basan en la diferente velocidad e intensidad con que distintosmateriales son absorbidos y adsorbidos, por un adsorbente dado. Por ejemplo, si una solución que

contiene varias sustancias es pasada lentamente a través de una columna de material absorbente,cada sustancia aparece en un nivel distinto de la columna. En los primeros tiempos de su desarrollo,este método se aplicaba especialmente a sustancias coloreadas que formaban zonas separadas decolores diferentes en la columna, y de ese hecho se deriva la denominación "cromatografía" (croma= color). Hoy en día, y especialmente en la cromatografía de gases, que mayormente sonindoloros, yaFigura 1 Ilustración de una Cromatografía Gaseosa


14/48



FORMACIÓN DE HIDRATOS

Los hidratos son creados por una reacción del gas natural con el agua. Son componentes sólidos osemisolidos que forman cristales parecidos al hielo. La presión y real composición del gas naturaldeterminan la temperatura en la que se forman los hidratos en el momento de enfriamiento. Debehaber agua o vapor de agua en el gas natural para que se formen los hidratos.Mientras mayor sea la presión del gas, mas alta será temperatura en la que se formen los hidratos,

formándose justo por debajo de – 32 º F

Los hidratos de gas son una preocupación para las compañías de petróleo y gas en cualquier lugardonde el agua y el gas natural entren en contacto entre sí. Los hidratos presentan restricciones parael flujo de petróleo y gas, ocasionan riesgos de perforación y de terminación submarina e inducenriesgos a la estabilidad de las plataformas marinas.En la década de 1930, los hidratos de gas fueron identificados como los responsables de bloquearlos ductos superficiales en la ex-Unión Soviética. Cuando el petróleo o el gas son conducidos através de ductos presurizados en climas fríos, puede existir suficiente agua y metano en la mezclapara formar hidratos sólidos, los cuales pueden obstruir el ducto. El quitar un taponamientoformado por hidratos puede ser peligroso. Un taponamiento de hidratos despresurizado puede

viajar a velocidades balísticas, lesionando a trabajadores y ocasionando la ruptura de ductos. Una

forma de evitar la obstrucción de los ductos es a través del calentamiento de los mismos, pero laextracción del agua antes de la compresión de los hidrocarburos puede ser un tratamiento más


15/48



efectivo desde el punto de vista de los costos. A los efectos de evitar la formación de hidratos enlos ductos, se puede utilizar una combinación de técnicas que puede resultar efectiva; esto es:eliminar el agua por debajo del punto de rocío, mantener la temperatura por encima del punto deformación de hidratos y utilizar inhibidores para evitar que la mezcla se solidifique.

Para los operadores que perforan en aguas profundas, el encuentro de hidratos de gas sólidosformados naturalmente, puede ocasionar un problema de control en el pozo, en particular sigrandes cantidades de hidratos entran en el hueco y se despresurizan. Además, la circulación delíquido caliente dentro del hueco puede reducir la temperatura en los sedimentos circundantes ricosen hidratos, conduciendo al derretimiento de los hidratos y a la desestabilización de los sedimentosque sostienen el pozo. El calor liberado durante la solidificación del cemento también puededesestabilizar la formación de hidratos.Una manera práctica de detener la formación de hidratos es agregando sales, glicol u otrosinhibidores químicos que ayudan a reducir la cantidad de agua libre. El mantener la temperatura delcabezal del pozo alta y circular líquidos de perforación puede ayudar hasta profundidades de aguade 1000 pies [305 m], pero a profundidades mayores, es difícil transmitir suficiente calor mediantela circulación de lodo.El precalentamiento de fluidos también puede ser útil, así como también la reducción del peso dellodo a valores tan bajos como sea posible, ya que las bajas presiones reducen la estabilidad de loshidratos. La solución correcta para el tratamiento de los riesgos relacionados con los hidratos está

íntimamente relacionada con la habilidad de prever el encuentro de los mismos.

Los hidratos de gas son acumulaciones cristalinas similares al hielo formadas de gas natural y agua.El bloque constructor de este sólido cristalino es una estructura (“clarato”) en la que moléculas de

agua forman una celda cuyo interior está ocupado por moléculas de gas. En condiciones detemperatura y presión adecuadas, el agua que inunda los poros de los sedimentos se congela y

atrapa literalmente al metano, de forma que éste se asocia con el agua helada generando uncompuesto altamente concentrado. Un metro cúbico de hidrato de metano contiene cerca de 164metros cúbicos de gas metano por tan solo 0,84 metro cúbico de agua.

El hidrato de metano (gas natural que existiría en costas chilenas) es una combinación cristalina degas natural y agua, contenida en un elemento que parece hielo pero que arde con facilidad; elmetano de la mayoría de los depósitos viene originalmente de una bacteria que vive debajo del suelomarino. Al consumir los residuos de plantas y animales del sedimento, las bacterias excretan metanoy cuando las condiciones son frías y la temperatura alta, el gas bacteriano queda atrapado dentro delos hidratos.

El gas se encuentra en forma similar al hielo, pero como todo recurso energético, es producido porla naturaleza, es decir por bacterias.


16/48



Uno de los peligros que representa esta forma de gas natural es lo que se conoce como "triángulode las Bermudas", porque -según Esteban Morales- al parecer grandes escapes de la energía alinterior de estos depósitos son responsables del hundimiento de algunos buques, de acuerdo areferencias bibliográficas. Estos escapes pueden producirse, por ejemplo, cuando un terremotolibera energía en el fondo marino donde están los yacimientos.

Los métodos "cromatográficos" se basan en la diferente velocidad e intensidad con que distintosmateriales son absorbidos y adsorbidos, por un adsorbente dado. Por ejemplo, si una solución quecontiene varias sustancias es pasada lentamente a través de una columna de material absorbente,cada sustancia aparece en un nivel distinto de la columna.

En los primeros tiempos de su desarrollo, este método se aplicaba especialmente a sustanciascoloreadas que se formaban zonas separadas de colores diferentes en la columna, y de ese hecho sederiva la denominación "cromatografía" (croma = color). Hoy en día, y especialmente en lacromatografía de gases, que mayormente son indoloros, ya no se utiliza el color como propiedad

característica de las zonas separadas, sino se procede como sigue:

La muestra del gas mezclado con un "gas portador", que puede ser helio o hidrógeno etc. ("fasemóvil") es pasada a través de una columna de un sólido inerte, poroso, granulado, tal como polvode ladrillo refractario ("soporte"), cuya superficie está cubierta con una fina película de un líquidoabsorbente no volátil, tal como silicona o dioctil-ftalato. ("fase estacionaria").

En su pasaje a través de la columna, los distintos componentes del gas son absorbidos con distinta velocidad e intensidad sobre la fase estacionaria y después desorbidos gradualmente por la corrientedel gas portador puro. Con dimensiones y velocidades apropiados, se consigue una separacióncompleta del gas en sus componentes. Con la salida de la columna, la conductividad térmica del

saliente es registrada en función del tiempo. El compuesto es identificado por el tiempo querequiere para pasar a través de la columna, y su concentración en el gas portador se encuentrarelacionando el área debajo de su pico individual de conductividad térmica, con el área total bajotodos los picos en el gráfico.

En los últimos años, la utilización de los métodos cromatográficos para el análisis de gases ha idomuy en auge, debido a la rapidez y relativa sencillez de los procedimientos.


17/48



CAPITULO II

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

APUNTES DE LA DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

DESHIDRATACIÓN.

Se denomina así a la serie de pasos que se siguen para eliminar el agua contenida en el gas natural.Por lo general, para lograr el objetivo se emplean plantas cuyos diseños específicos conducen a laeliminación del agua contenida en el gas natural. Las más comunes son las plantas de glicol y las queusan adsorbentes sólidos como las mallas moleculares.

Deshidratación significa remover el agua de una sustancia. Los procesos más usados parala deshidratación pueden ser absorción y adsorción.

Absorción.Significa que el vapor de agua es extraído por un agente tal como el glicol y esto requiereuna reacción de los componentes.

Adsorción. Significa que el vapor de agua es recogido en forma condensada en la superficie y norequiere reacción química.

Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas natural se define como laextracción del agua que está asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. Lamayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los cualesson extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el contenido de agua o vapor deagua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión odisminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya queprovocaría obstrucciones de importancia Es por ello que el gas natural debe ser sometido a unproceso de deshidratación y de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar elproceso de deshidratación son:

Justificación del Proceso de Deshidratación:

a.- Evitar la formación de hidratos, en vista que estos componentes pueden detener y/o

entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la formación de hidratos Laformación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condensedentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas Los hidratos soncompuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacción entre loshidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por logeneral es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad específica de los hidratos anda por elorden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos.

La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas pordebajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógico sería establecer las normas para evitar

la formación de hidratos, en vista que si estos se llegan a formar los problemas operaciones seincrementan, ya que los hidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que sepuede aplicar para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, con los cuales


18/48



se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos sefundamenta en lo siguiente:

a.- Condiciones Primarias

1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del agua en el gas oen presencia de agua libre.

2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos

3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación, y

4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias:

1.- Altas velocidades de los fluidos

2.- Presiones pulsantes o inestables

3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación.

La Formación de Hidratos en el Gas Natural.Ocurre fundamentalmente, porque la humedad del gas al condensarse da origen, mediante sucombinación con los hidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia dela fuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la Planta,se origina una importante disminución de temperatura como consecuencia de la brusca expansióndel gas, provocando la formación de hidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especiede nieve en la instalación. Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcanfuertes caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichoshidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dosmétodos Que son : Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas.

Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarsehidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello esteinconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar elgas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32ºF. Ello se efectúa mediante

procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir laformación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como elmetanol. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolinay gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión yenfriamiento, absorción con kerosén, etc. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá siexiste agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. La temperaturay presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica,como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar enforma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:

P FH

P T ln0474,08606,0

57206,1


19/48



En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos predicen la formaciónde hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento delos hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas medianteel uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado.

b.-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo ydistribución Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene, hasta los niveles necesariospara que cumplan con la norma establecida, y que respondan al destino que, ha sido establecidopara el gas. Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas,debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (5- 7lb H20/ MM PCN. Aunque, el máximo contenido de agua del gas depende del tipo de clima, ya queen climas fríos la cantidad aceptada es 1-2 lb de H20/ MM PCN. La cantidad 5-7 lb de H20 /MMPCN, es válida para climas tropicales, con ello se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F. Loque significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que se produzcacondensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura a la cual se condensa el agua, auna presión previamente establecida

c.- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. Cuando el gas será utilizado enlos procesos criogénicos. La norma válida para transportar gas por una tubería que es 7 lb H20/MM PCN no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos deben de trabajar a unatemperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y será unimpedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible enel gas debe de ser mucho menos.

d.- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas natural contieneagua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que son causantes de

taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería. Lo normal esque el ingeniero analice las condiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo,para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contienebaches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su

volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y dela temperatura a la que se encuentren.

Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural La cantidad de agua que loshidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo denominadosMedidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no hace la diferencia entre hidrocarburos

líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura del gas natural incide en la cantidad deagua que pueda retener. Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se enfría un volumendado del gas, su capacidad de retención de agua disminuye.

PRINCIPIOS DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL.Deshidratar el gas natural o eliminar el agua que contiene el gas implica conocer de manera previa lacantidad de agua que tiene el fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura y elresiduo que debería tener para satisfacer los requerimientos del usuario.

Se analizan luego los diferentes métodos que se emplean para deshidratar el gas, comenzando conlos sistemas mecánicos y, posteriormente, los sistemas de absorción y adsorción.

La deshidratación tienen los siguientes objetivos:


20/48



Asegurar la transmisión fluida en las líneas de flujo o de gasoducto. Evitar la formación de hidratos. Reducir la corrosión de ductos, tanque de almacenamiento, válvulas y

otros.1. HIDRATOS.

El gas natural está asociado normalmente con el agua en forma de vapor, a la temperatura ypresión a las cuales es transportado en la tubería.Los hidratos son cristales formados por la combinación de agua con hidrocarburos livianos(butanos, propano, etano y metano) y/o gases ácidos (CO

2y H

2S) a las siguientes condiciones:

Principales. Baja temperatura. Alta presión. Gas con agua libre o cerca del punto de rocío.

Secundarias. Alta velocidad. Cualquier agitación. Pulsaciones de presión. Introducción de cristales de hidratos. Presencia de termo pozos o escamas en la tubería.

La formación de hidratos y su temperatura puede obtenerse a través de las siguientes

AGENTES DESHIDRATANTES.

GLICOLES.

El glicol y agua muestran completa y mutua afinidad ambos son altamente solubles en faseliquida. Esta afinidad es atribuida a la tendencia a combinarse de los átomos de hidrogeno yoxigeno.

Los glicoles tienen bajas viscosidades a bajas temperaturas. Tienen baja solubilidad con hidrocarburos livianos. Tienen tendencia a formar espuma en presencia de hidrocarburos. Los puntos de ebullición son mayores que el punto de ebullición del agua.

Tienen mayor peso que el agua. Baja conductividad térmica.

MATERIALES USADOS COMO ADSORBENTES.

Existen muchos desecantes que cumplen con estos requisitos y que continuamente se vanperfeccionando entre estos tenemos a la bauxita, alúmina activada y la sílice gel.

ALUMINA.

La alúmina es un material de color blanco tiza de consistencia similar a la arena fina. Laindustria emplea el proceso Bayer para producir alúmina a partir de la bauxita. La alúminaes vital para la producción de aluminio se requieren aproximadamente dos toneladas dealúmina para producir una tonelada de aluminio.


21/48


22/48



Donde: (d)= descenso del punto de rocío; (M)= peso molecular y (W)= concentración del glicol enla fase líquida en la relación %P/P. Este es un parámetro de gran importancia, ya que para que elproceso de deshidratación sea efectivo la concentración del glicol debe de ser alta.

d.- Solubilidad del Glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además se puede

demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del TEG es de quinientas partespor millón (500 ppm) , a 90ºF, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburosaromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta.

e.- Presión de Vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que permitedeterminar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación. Teóricamente se sabe, quelas pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor se hace más alta. Para determinar laspérdidas por evaporización se utiliza la siguiente fórmula:

Pérdidas = 61017,14

492

492

379760

x x

P T

M x

P V

Donde: (P V ) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol ;(T)=temperatura de operación en F y (P)= presión de operación en lpcm.

Factores de Deterioro del Glicol Los principales factores de deterioro son:

a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol se produce por la presencia de los gasesácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en elhorno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la formación de peróxidos,aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomiendamantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más seemplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas. El uso de estas sustancias se fundamentaen que:

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

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

2.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el horno y se puede

reutilizar

c.- Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, queserá sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar sales de los pozos, luego al entrar elgas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocarel rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipoparafínico, puede dejar depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, esto también produceproblemas operaciones al proceso de deshidratación.

d.- Formación de Espumas. Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del proceso de

deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica, se considera que es mecánica,cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta en 20 libras y el glicol removido delsistema no forma espuma. La formación de espuma del tipo mecánico produce turbulencia. Es


23/48


24/48



glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que tambiénabsorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de untanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan yse envían al quemador del rehervidor.

TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR GAS NATURAL.

La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos:

Absorción: Usando un líquido higroscópico como los glicoles. Adsorción: Utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz

molecular, gel de sílice y aluminatos. Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de expansión y luego

separando la fase líquida que se forma. Inyección: Bombeando un líquido reductor del punto de rocío como el metanol.

PROCESO DE ABSORCIÓN CON GLICOL.

Existen muchas clases de glicoles, pero los más utilizados en la deshidratación del gasnatural son: etilenglicol (EG), dietilenglicol (DEG) y trietilenglicol (TEG). Los factores queinfluyen para la selección del glicol son:

Costos. Viscosidad, por debajo de 100 – 150 cp. Reducción del punto de rocío. Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos. Punto de congelación de la solución de agua. Presión de vapor.


25/48



Temperatura de la fase líquida y gaseosa en el separador de bajatemperatura.

Relación gas/hidrocarburos líquidos.

Principales Equipos de una Planta de Deshidratación:

a.- Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (seusa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos,con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibriosdinámicos.

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

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

d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan

e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de unaparato para determinar la temperatura del glicol pobre.

La figura representa en esquema del proceso de deshidratación de gas natural. La deshidratación serealiza a través del Proceso de Absorción con Trietilenglicol, Este compuesto tiene unaconcentración mayor al 99% P/P. Lo que indica que su contenido de agua es menor al 1% de agua.La concentración del componente deshidratador es de mucha importancia, para la eficiencia delproceso. La deshidratación se inicia con la entrada del gas húmedo por la parte inferior de la torrecontactora, donde ocurre la separación del agua del gas. La corriente de gas húmedo, después de

ingresar a la torre contactora fluye hacia los niveles superiores de la torre, donde entra en contactocon el glicol, el cual absorbe el agua. El gas una vez seco sale de la torre pasa por un intercambiadorde calor gas/glicol y sale hacia el cabezal de segregación y distribución.


26/48



Tal como se muestra en el diagrama de flujo, el glicol entra en contacto con el gas naturalhúmedo en un doble compartimiento llamado contactor. Dentro del contactor existe variaspantallas de malla que sirven para crear áreas máximas superficiales de burbujas de agua, queexponen el gas húmedo a una alta concentración de absorbente pobre provisto de un sistemade inyección multipunto. Esta exposición causa que el gas húmedo le seda que su vapor de

agua al glicol. Cuando las partículas del glicol absorben el agua, se vuelven mas pesadasproduciendo un goteo en múltiples puntos en remoción de glicol saturado ubicado por debajodel contactor.El absorbente saturado sale del reservorio en el fondo del contactor y entra al sepador dedonde es bombeado al intercambiador de calor y luego pasa a través de un filtro en su caminodesde el intercambiador de calor hasta el rehervidor.

DESHIDRATACIÓN POR SECANTE SÓLIDO (ADSORCIÓN).

El método de absorción de deshidratación consiste en un deshidratador de secante sólido queusa alúmina activada o un material granular de una especie de gel de sílice, el agua es retirada delas superficies de partículas de material sólido al pasarles gas húmedo por sobre y alrededor deellas. Los deshidratadores de secante sólido son más efectivos que los deshidratadores de glicoly son mas adecuados para grandes volúmenes de gas y presiones muy altas. Usualmente estáninstalados en un sistema de transmisión por tubería de gas natural en el lado de corrientedebajo de una estación compresora.

PROCESAMIENTO DE DESHIDRATACIÓN CON SECANTE SÓLIDO.

La unidad de deshidratación con secante sólido consiste en dos o más torres de adsorción quecontiene un material sólido y granular absorbente de gas, conteniendo tuberías y válvulas de

tres vías, existiendo también un calentador de alta temperatura ubicado en una de las torrespara producir gas caliente de regeneración para secar el desecante sólido húmedo. Otrosequipos esenciales incluyen un separador de gas de regeneración y un refrigerante de esemismo gas para condensar el agua del gas caliente de regeneración.

OPERACIÓN.

• La operación básica de deshidratación toma lugar en la torre que esta operando(normalmente 8 horas). El gas húmedo entra a la torre cerca de la parte superior y fluyehacia abajo a través del desecante.

• Si la torre acaba de ser accionada, el vapor de agua es inmediatamente absorbido por lascapas supriores del sedimento del desecante. Los otros componentes de gas etano propanoy butano son absorbidos a diferentes escalas al descender por el sedimento. En el ciclo, losmas pesados desplazan a los mas ligeros.

• La capa superior del sedimento se satura con agua, y el gas húmedo se traslada hacia lasiguiente capa donde el agua desplaza a los hidrocarburos y los obliga a descender aun mas.Durante ese proceso, habrá zonas denominadas de transferencia de masa, donde uncomponente transfiere su masa desde el flujo de gas hasta la superficie. Cuando estatransferencia llegue al fondo de la torre, deberá ser cambiada al ciclo de regeneración ycambiada a otra torre al ciclo de absorción.


27/48



• Una porción del gas húmedo es tomada cerca de la sección de entrada de la unidad yenviada a través de un calentador (aprox. 450 ºF). El agua es hervida y el gas caliente deregeneración es forzada a través de la torre que ha sido cambiada al ciclo de regeneración.

Al pasar el gas caliente a través de desecante se hervirán o se vaporizarán los líquidos,dejando un sedimento de desecante seco listo para ser reutilizado después de ser enfriado.

El gas seco que sale del fondo de la torre en servicio está listo para ser enfriado por losductos.

Características de la deshidratación del Gas Natural por Adsorción.Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puedeser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a lasfuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzascohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculassuperficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido,puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de

atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas dela superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son atraídas,por las moléculas de la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia serequiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficiese le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tomecontacto con la sustancia, que será adsorbida El proceso de adsorción puede ser físico o químico

a.- Adsorción Química En este caso los principales adsorbentes se caracterizan porreacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tienemuy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural

b.- Adsorción Física Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debede tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales;una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia demasa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción física requiere deluso de un material adsorbente, que debe de tener las siguientes características:

• Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán removidos delfluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácilmanejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, yademás poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables,

en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, mantener al resistenciamecánica.

Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Existen una gran cantidadde materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamicesmoleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.

a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general sonsilicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para untamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para laadsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los

tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices


28/48



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

b.- Alúmina Activada. Este material está compuesto fundamentalmente por Oxido de

Aluminio 320 Al . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de gas ylíquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en lacorriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalinoy puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables enlos puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100F). Este material tiene una granutilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica

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

principalmente por Oxido de Silicio 2

0Si y se pueden obtener puntos de rocío de hasta

(-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fácilespara remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende

para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. Eltamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El desecante es un material ácidoy puede reaccionar con componentes básicos.

d.- Carbón Activado El carbón activa es un producto tratado y activado químicamentepara que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorberhidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural, tiene pocaaplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural

Ejemplo de un Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción. En este

proceso el fluido al secarse es pasado a través de una torre empacada. Tal como se muestraen la figura.


29/48



Unidad de Deshidratación por Adsorción

La figura representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural poradsorción En figura 11 se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, enla otra se regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope dela torre de adsorción

En el fondo se obtiene gas seco. El gas que deja la torre de regeneración se enfría y se lehace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos

PUNTO DE ROCÍO DE HIDROCARBURO EN GAS NATURAL.

El punto de rocío de hidrocarburo en Gas Naturales un parámetro importante de calidad,estipulado en especificaciones contractuales a través de la red de suministro, desde productoreshasta consumidores finales, pasando por empresas transportadoras y distribuidoras. Enconsecuencia, un exacto monitoreo de temperatura de punto de rocío de hidrocarburo en gasnatural, es importante para mantener la calidad y la integridad del gas como así también para

cumplir con los acuerdos.

El punto de rocío de hidrocarburo es la temperatura a la cual el hidrocarburo comienza acondensarse cuando el gas natural es enfriado a presión constante y en consecuencia deja deser totalmente gaseoso En muchos casos el evitar la formación de tales líquidos en gas naturales muy importante, por ejemplo:

En las cañerías de transporte de gas la presencia de hidrocarburo líquido en combinación contrazas de vapor de agua llevan a la formación de hidratos como masa sólida. En condiciones deoperación pueden ocasionar daños por impacto en los compresores y restringir y aún bloquearlas cañerías.


30/48



Algunos usuarios tienen necesidades críticas respecto al punto de rocío de hidrocarburo. Laúltima generación de generadores con turbinas de gas diseñadas para baja emisión de Noxrequieren al menos 28ºC de "supercalentamiento" - la diferencia entre el punto de rocío y latemperatura de entrega del gas a la entrada del sistema de pre-mezcla. Si esto no se cumple, el

efecto enfriador de la expansión del gas provoca la formación de líquido resultando el posibleretorno de la llama desde la boquilla de ignición hacia la cámara de mezcla.

Por otro lado, para el productor de gas natural, el control del punto de rocío de hidrocarburopuede resultar en un aspecto costoso del procesamiento del gas natural. Ya sea por los costosen recomprimir el gas luego del procesamiento como por la baja en el poder calorífico alextraerle los líquidos.

En consecuencia, resulta de interés para los productores monitorear y controlar las plantasreductoras de punto de rocío para mantenerlas dentro de límites ajustados minimizando los costosde proceso. Esto hace que se deba mantener el punto de rocío lo más próximo posible a los valoresacordados o exigidos.

Esto hace necesario medir el punto de rocío de hidrocarburo no solo en la etapa de producciónsino también en las cañerías de transporte, en los puntos de transferencia, en la distribución y engrandes consumidores finales.

Incluso, al incrementarse las redes de interconexión entre países hace necesario el control de lacalidad del gas que se comercializa.

MEDICIÓN DE PUNTO DE ROCÍO DE HIDROCARBURO.

Es el método más simple y ampliamente difundido para medición de punto de rocío dehidrocarburo. El instrumento posee una superficie metálica espejada dentro de una cámarapresurizada con un visor de vidrio para permitirle al operario observar la superficie espejada. Lasuperficie se puede enfriar por la expansión de CO2 controlada o por un enfriador de estado sólido"Peltier".

El objetivo es detectar el primer indicio de condensación, pero esto puede ser extremadamenteproblemático debido a que los líquidos del gas natural forman una película virtualmente invisible.

También hay que proyectar la temperatura en el visor para observarla simultáneamente con elespejo. El enfriamiento debería hacerse lo más lento posible en la región donde debería hallarse elpunto de rocío para mejorar la sensibilidad y repetibilidad de la medición.

Los cromatógrafos para gas en línea son ampliamente utilizados. Ellos proveen la composición dehidrocarburos hasta C6.Para utilizar la ecuación de estado para determinar el punto de rocío de hidrocarburo se requiere unanálisis extendido para cuantificar los componentes más pesados. Las variaciones en C10 ysuperiores tienen un alto efecto en el punto de rocío de hidrocarburo. Para esto se requiere uncromatógrafo más complejo. Pero, a su vez, la extensión del análisis para obtener los componentespesados reduce la frecuencia de las medidas.


31/48



Ventajas: Al conocer los componentes contributivos a un alto valor de punto de rocío ayuda a determinar lacausa. Se junta en un solo analizador varias funciones.

Desventajas:

La exactitud del análisis y en consecuencia del cálculo de punto de rocío de hidrocarburo dependeen el uso correcto y frecuente de gases de referencia especiales. La frecuencia de los análisis esmenor que con los analizadores en línea automáticos. Es un método indirecto de determinación delpunto de rocío. Se requiere persona especializada. Alta inversión inicial y alto costo de operación.

TÉCNICA DE ANÁLISIS DE LABORATORIO.

Las técnicas de análisis de laboratorio pueden determinar el contenido de condensado en muestrasde gas natural (ISO 6570). Esto implica el uso de separadores de alta eficiencia sumergidos enbaños de agua de temperatura controlada, operando a temperatura fija, a la cual, la cantidad delíquido presente es determinado en relación al volumen controlado del flujo de la muestra (apresión constante). Tal técnica de medición determina la cantidad de condensado que debería estarpresente en una muestra de gas si se enfría a una cierta temperatura. Esta es una mediciónalternativa que especifica este aspecto de la calidad del gas más que el punto de rocío de

hidrocarburo.

La dificultad de esta técnica en cualquier aplicación es que el análisis suministra un valor promedio alo largo de varias horas.

Ventajas:

Es un método de medición directo donde se han estipulado especificaciones contractuales a larelación líquido a gas (ISO 6570).

Desventajas:

Poco práctico para aplicaciones e instalaciones en campo. Alto costo, no mide el parámetro máscomún utilizado para controlar este aspecto de la calidad del gas.


32/48



Técnicas de análisis por promedio llevan a lentas respuestas a cambios en el proceso.

MEDIDOR DE PUNTO DE ROCÍO POR CONDENSACIÓN.Medidor de punto de rocío por condensación óptica automático. Varios medidores de punto derocío automáticos por condensación óptica han sido diseñados para medición de punto de rocío de

hidrocarburo en línea.Las principales dificultades en efectuar tal medición están asociadas con dos características de lacondensación del gas natural. Primero la apariencia incolora y la baja tensión superficial del líquidocondensado lo hacen, a menudo, invisible al ojo humano e incluso a los sistemas opto-electrónicosrequeridos en los equipos automáticos.

Esto muestra que el punto de rocío teórico se define como la temperatura a la cual el primero delos componentes más pesados pasa de gaseoso a líquido. No obstante, este valor sería 20ºC o máspor arriba del punto de rocío medidle donde la primera formación de condensado visible y por lotanto detectable se produzca con significancia para productores, transportistas y usuarios finales. Seacepta, en la práctica, el tomar la extrapolación de la porción lineal de la curva para eliminar losefectos exagerados de la cola de hidrocarburo. Todo analizador automático de punto de rocío debepermitirle al usuario ajustar la sensibilidad de la medición.

Debido al efecto de condensación fraccionado, la repetibilidad y la sensibilidad de la medición se ven adversamente afectadas por la inter-relación entre el flujo de la muestra y la velocidad deenfriado durante los ciclos de medición. En consecuencia, para conseguir un buen desempeño en lamedición, toda técnica automática debería operar con un volumen de muestra fijo atrapado en lacelda de análisis antes de iniciar cada ciclo de enfriamiento.

La medición automática se ha mejorado con el desarrollo de tecnologías de medición especiales.

Una de las más recientes es tecnología óptica "dark spot" utilizada por Michell Instruments en susistema "CONDUMAX Hydrocarbon Dewpoint Analyzer".

LA TÉCNICA DE MEDICIÓN "DARK SPOT".

Operando con una sensibilidad del orden de 1 ppm de condensado, el principio óptico "dark spot"es radicalmente diferente a cualquier otro instrumento de espejo frío. En esencia, el sistemaCONDUMAX incorpora una pequeña cámara de presión y la celda del sensor en un gabinete aptopara campo con el sistema toma muestra cumpliendo funciones de manipuleo de la muestra juntocon la unidad de control basada en microprocesador para el sistema administrador y de medición.

La superficie óptica es semi-mate tratada con ácido con un cono en el centro. Un haz de luz roja visible es focalizado en la zona central, la cual, en condiciones secas, refleja la mayor parte del hazformando un anillo de luz. La detección óptica está focalizada en la luz dispersa dentro del centrodel anillo - la zona oscura (dark spot).

Durante el ciclo de enfriado, como el hidrocarburo condensa sobre la superficie mate, suspropiedades ópticas son modificadas: la intensidad luminosa reflejada aumenta levemente mientrasque, más significativo, es la dramática reducción de la intensidad de luz dispersa dentro de la regiónoscura (darkspot). Monitoreada a través de un lazo de fibra óptica, el cambio exacto de señaldepende en la cantidad de condensado formado en la superficie reflectora, permitiendo que el

usuario ajuste la sensibilidad del CONDUMAX según los requerimientos.


33/48



Más aún, la alta sensibilidad de detección de esta técnica supera los problemas asociados con lamedición continua en línea. El sistema CONDUMAX atrapa un volumen fijo de gas por cada ciclode análisis eliminando los efectos del flujo y de la velocidad de enfriamiento y dando una faselíquida que es totalmente representativa del gas analizado.

Ventajas: Medición directa y objetiva de gran sensibilidad y repetibilidad. Operación autónoma. No serequiere personal especializado de mantenimiento.Desventaja: Inversión inicial relativamente alta (aunque los costos operativos son bajos).

ABSORCIÓN FÍSICA POR INYECCIÓNEl tipo de instalación que se describirá a continuación permite cumplir los dos objetivos delacondicionamiento simultáneamente, la deshidratación y el desgasolinaje, y son las llamadas «DewPoint” o Plantas de Ajuste de Punto de Rocío.

Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación del vapor de agua y de loshidrocarburos pesados mediante enfriamiento. Observando las curvas temperatura de rocío delagua se ve claramente que la condensación se favorecerá a altas presiones.

Es evidente que esta sencilla operación necesita de otro agente a efectos de impedir la formaciónde hidratos en la instalación al reducir considerablemente la temperatura del gas, a tal fin se utilizanlos glicoles, por su doble acción, como absorbente y como anticongelante.

Atendiendo las bajas temperaturas de trabajo el más apto es el monoetilenglicol. Soluciones al 70%son altamente higroscópicas y de muy bajo punto de congelamiento. Se puede decir queprácticamente soluciones que oscilen entre el 60% y 80% no congelan.Por lo general en éste tipo de Plantas, se encuentran instalados intercambiadores Gas-Gas que

optimizan el rendimiento de la misma, calentando el gas de salida merced al enfriamiento del gas deentrada.Una solución de monoetileneglicol pobre, es inyectada antes y en el intercambiador gas-gas.El gas es dirigido a un enfriador (chiller) que constituye el evaporador de un ciclo frigorífico, dondese lo lleva por debajo del punto de rocío establecido para su inyección a gasoducto.

El líquido posteriormente es extraído en un separador de alta presión de tres fases comúnmente


34/48



llamado trifásico o separador de frío, donde la fase gaseosa constituye el llamado gas residual seco quese envía a gasoducto o al proceso restante.

La fase líquida se subdivide en dos, una constituida por la solución glicol-agua y la restante porgasolina, debido a la inmiscibilidad de ambos y su apreciable diferencia de densidad, son fácilmenteseparables.

La corriente de glicol enriquecido con agua es enviada a la Planta Regeneradora o Rectificadora,donde a presión atmosférica y mediante la entrega de calor, se la despoja del agua absorbida.La gasolina obtenida en estas condiciones contiene apreciable cantidad de hidrocarburos livianos,como ser propano y butano, razón por la cual se los debe eliminar de la misma, transformándola engasolina estabilizada.El propano y butano se puede inyectar a gasoducto ó separarlos para su utilización como gaslicuado de petróleo.

La experiencia ha mostrado que este tipo de instalación es muy confiable y ofrece resultadossatisfactorios.Los problemas más comunes son más bien de carácter mecánico y fácilmente solucionables a saber:

a.- Deficiente pulverizaci6n del glicol en su inyección, con lo que no se consigue un contactointimo glicol-gas. Debe revisarse el diseño del inyector o su control periódico. En algunasoportunidades, el desplazamiento de carbón activado de los filtros de la PlantaRegeneradora, origina el taponamiento de los inyectores.

b.- Problemas de separación de condensado en el separador trifásico, generando arrastres decondensados y glicol al circuito posterior. Esta dificultad se mejora no sobrepasando loscaudales de diseño, evitando disminuir el tiempo de residencia de los fluidos en elseparador y respetando los adecuados niveles de operación.

Los dos sistemas de absorción por contacto del flujo de gas con el TEG en la torre, o por inyecciónde MEG en el flujo, para un posterior enfriamiento, separación y recuperación; requieren de estarcomplementados con un sistema que regenere éste producto absorvedor, separando y eliminando la

mayor parte del agua contenida.

Ambos equipos de rectificación o Planta Regeneradora son similares, y se basan en elevar latemperatura de la mezcla hasta valores suficientes para evaporar el agua y no el glicol, eliminando elagua en forma de vapor.


35/48



Para determinar la cantidad de agua en el gas natural, es posible utilizar una cartilla de Mcketta- Webe:


36/48




37/48



ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde esextraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan ladenominación de “amargo” al gas natural.

El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tenerun desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso deendulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquidapara sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos). Por su parte el dióxidode carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero enconcentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación.Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica secondensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido.El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado dela formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presenciade agua.

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural

Este proceso se refiere a la eliminación de la corriente de gas natural a los elementos ácidos, con elobjetivo de dejar el gas dentro de la norma, sea para el transporte o para la comercialización ydistribución, de tal forma que el gas cumpla con los requerimientos establecidos, tanto nacionalcomo internacional, que representan la posibilidad de comercialización del gas natural.

Impurezas del gas naturalEl gas natural tiene, también cantidades menores de gases inorgánicos, como el Nitrógeno (N2), elDióxido de Carbono (C02) ; Sulfuro de Hidrógeno (H2S); Monóxido de Carbono (C0), Oxígeno(02) , Vapor de Agua (H20), etc. Todos estos componentes son considerados impurezas del gasnatural., algunas de estas impurezas causan verdaderos problemas operacionales, como lo lacorrosión en los equipos y en las tuberías de transporte, las principales impurezas del gas natural sepresentan en el cuadro siguiente:

Sulfuro de Hidrogeno (H2S) Disulfuro de Carbono (CS2)Dióxido de Carbono (C02) Oxígeno (02)Nitrógeno (N2) Sulfuro de Carbonilo (C0S)Monóxido de Carbono (C0) Mercaptanos (RSH)

Agua (H20) Mercurio (Hg)

Su procesamiento consiste principalmente en:

La eliminación de compuestos ácidos (H2S) y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan ensistemas de absorción – agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado sedenomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce como Endulzamiento.La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos (uso de bajastemperaturas para la generación de un líquido separable por destilación fraccionada) previo procesode deshidratación para evitar la formación de sólidos.Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento.Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano,propano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente separar el isobutano del n-

butano para usos muy específicos.


38/48



Las condiciones del gas a tratar son:

Concentración de impurezas Temperatura y presión disponible. Volumen de gas a procesar

Composición de Hidrocarburos. Selectividad de los gases ácidos por mover. Especificaciones del gas ácido residual.

Los procesos de endulzamiento los podemos clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:1. Absorción Química (proceso de Amina)2. Absorción Física (solventes físicos)3. Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas)La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante seelimina en relación a otros.

PROCESOS PARA DESACIFICAR EL GAS NATURAL

Dentro los procesos de endulzamiento del gas natural, los más utilizados son los solventes Alkanolaminas para la remoción de los gases ácidos de las corrientes de gas natural, debido a sureactividad, disponibilidad en el mercado y por su bajo costo, principalmente la Monoetanolamina(MEA) y Dietanolamina (DEA), los cuales han ido alcanzando una posición de importancia en laindustria del tratamiento del gas natural.

Actualmente, existen 5 tipos diferentes de procesos de depuración con amina.

Proceso con Monoetanolamina (MEA): El cual es utilizado ampliamente para la depuración delgas natural.La MEA es la base más fuerte de las demás aminas y reacciona rápidamente con los gases ácidos,

sus principales características son las siguientes:

La depuración del gas ácido con la MEA, es usado cuando existe baja presión en elcontactor. Debido a su bajo peso molecular tiene una mayor capacidad de arrastre de gasesácidos.

El MEA tiene una presión de vapor mayor que las otras aminas por lo que resulta ser muy volátil y existe una pérdida de solución a través de la vaporización en el contactor.

El MEA reduce fácilmente las concentraciones de los gases ácidos en las especificacionesdeseadas.

El proceso con Dietanolamina (DEA): Este proceso es usado tradicionalmente en las refineríasy producción de gas depurado, actualmente es recomendable en las aplicaciones de tratamiento degas natural con contenido de CO2.El proceso con el DEA, es más apropiado cuando la presión total del sistema es mayor a 500 PSI,sus principales características son:

En el caso de que la concentración del gas ácido es alta y la presión total también es alta, entoncespueden ser usadas cargas elevadas de DEA durante el proceso.El DEA es menos volátil que el MEA, lo que significa menor perdida del producto por efecto deevaporación.

El proceso Amina-Glicol: Este proceso utiliza el DEA o MEA en combinación con glicol ysimultáneamente depura y deshidrata el gas natural.

El proceso (DGA): (DIGLICOLAMINA) El cual a sido sustituido por los procesos de DEA yMEA.


39/48



El proceso Metildietanoamina: Este proceso ya no es competitivo comercialmente encomparación con los otros proceso de alkanolaminas.

PROPIEDADES DEL DEA Y MEAEstos dos productos son considerados químicamente estables porque ambos pueden ser calentados

hasta sus puntos de burbujeo normal antes de descomponerse.Por reacción química se remueve el H2S y el CO2 de la corriente de gas, entre el material reactivoy el gas ácido. La reacción puede ser reversible para altas y temperaturas y/o bajas presiones en elcontactor.La tabla siguiente nos muestra las propiedades de la MEA y DEA:

PROPIEDADES MEA DEAFormula HOC2H4NH2 (HOC2H4)2NPeso Molecular 61.20 105.10Punto de Burbujeo ºF y 760 atm. 338.60 515.10Densidades:

T = 77 ºF (gr/cm³) T = 140 ºF (gr/cm³) T = 77 ºF (LPG) Temperatura critica (ºF)Presión Critica (atm)

1.010.988.45341.3044.10

1.0881 (86 ºF)1.06939.09 (68 ºF)442.1032.30

PROCESOS DE AMINAUno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gasesácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas. De los solventesdisponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas natural, las alcanolaminas songeneralmente las más aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en elmercado.DESCRIPCION DEL PROCESOEste proceso consta de dos etapas:

Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva a cabo la retención del ácidosulfhídrico y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una soluciónacuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión.Regeneración de la solución absorberte : Es el complemento del proceso donde se lleva acabo ladesorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a bajapresión, reutilizando la solución en el mismo proceso.

FORMACIÓN DE ESPUMA

Un repentino incremento en la presión a través del absorbedor indica formación de espuma.Cuando esto ocurre, existe un contacto pobre entre el gas y la solución endulzadora utilizada. Elresultado es una reducción en la capacidad de tratamiento y de la eficiencia del endulzamiento.

Las razones principales de este efecto son:

· Sólidos en suspensión,· Ácidos orgánicos,

Inhibidores de corrosión provenientes de tratamientos anteriores,· Hidrocarburos condensados,· Grasas jabonosas de las válvulas,· Impurezas en el agua de reposición y· Productos de degradación.


40/48



ABSORCIÓN DE GASES ÁCIDOS.

La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos:

- Torre Absorbedora de gases ácidos- Separador de gas combustible

A esta sección se le alimenta dos corrientes, una de gas amargo proveniente de los módulos decompresión y otra de solución acuosa de Dietanolamina.El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada(DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre

Absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo soloaire donde se abate la temperaturahasta unos 40°c aproximadamente.

La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEAPOBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidospresentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora. El gas dulce abandona

la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una mallaseparadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulcedespués de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red degas combustible.La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEAproveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección deregeneración de la Dietanolamina.

REGENERACION DE DIETANOLAMINAEsta sección cuenta con los siguientes equipos:

- Torre Regeneradora de DEA- Intercambiador DEA RICA/DEA POBRE

- Rehervidor de la Torre Regeneradora- Enfriador de DEA y Gas Acido- Tanque de Balance de DEA- Tanque de Desorción de Hidrocarburos- Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora- Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora- Filtros de DEA POBRE Y DEA RICA- Bombas de DEA POBRE

La solución de DEA RICA proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gascombustible se alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar loshidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión

se encuentren disueltos en esta solución.La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones alIntercambiador de calor DEA RICA / DEA POBRE, donde se calienta por medio decontracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora.Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA RICA tipo cartucho, con la finalidad deeliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución de DEA, formados por elensuciamiento de la Amina con el gas.Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora.La DEA rica procedente del filtro es alimentada al plato No. 3 de la torre regeneradora la cualconsta de 20 platos de los cuales los 18 de la parte inferior son para efectuar la regeneración de lasolución absorbente y en los dos restantes, fluye agua a contracorriente con los gases ácidos con elfin de llevar a cabo el lavado de éstos y evitar pérdidas de DEA por arrastre.

El gas ácido saturado con agua sale del domo de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriadortipo soloaire donde se disminuye la temperatura hasta unos 49°c aproximadamente condensándose

8/18/2019 TEXTO OFICIAL GAS I 2

texto oficial gas i 2003.pdf

Documents