GASA DESHIDRATACIÓN TRADUCIDO POR: ing. ARNOLDO MONTERO
DESHIDRATACIÓN: El gas natural y el condensado asociado se producen a menudo del depósito saturado (en equilibrio) con agua. Además, el gas y el condensado contienen a menudo el CO2 y H2S que pudieron requerir retiro. Esto se logra con frecuencia con las soluciones acuosas tales como aminas, carbonato de potasio, etc. que saturen el gas o el condensado con agua. Los hidrocarburos líquidos pueden también contener el agua rio abajo de los treaters del producto o sobre retiro del almacenaje subterráneo. La deshidratación es el proceso usado para quitar el agua del gas natural y de los líquidos del gas natural (GNL), y se requiere: Previene la formación de hidratos y la condensación de libre rige en instalaciones del proceso y de transporte, resuelva una especificación del contenido en agua, y prevenga la corrosión Las técnicas para deshidratar el gas natural, el condensado del gas asociado y GNL incluyen: · Absorción usando los desecativos líquidos, · Adsorción usando los desecativos sólidos, · Deshidratación con Cacl2 . Deshidratación por la refrigeración, · Deshidratación por la impregnación de la membrana, · Deshidratación por el gas que pela, y · Deshidratación por la destilación
NOMENCLATURA A = área, pie2 B = constante en la ecuación 20-9 C = constante en la ecuación 20-9 Cp = Capacidad del de calor, BTU (libra · °F) CG = Factor de corrección de la gravedad para el contenido en agua Cs = factor de corrección de la salinidad para el contenido en agua Css = Factor de corrección de la saturación para el tamiz CT = factor de corrección de temperatura D = diámetro, pie d = depresión del punto de condensación del agua o del hidrato del gas punto de congelación, °F FOE = ecuación estado Fs = Parámetro del apresto para las torres llenas, Ö ``l `del `b/` (`del `del `t del `f· `del `e del `s c) G = velocidad total, libra/ (pie2 · hora) ADO = calor de la vaporización latente, Btu/lb. Kvs = vapor/K-valor sólido del equilibrio L = longitud de la cama llena, pie Lg = Flujo del el glicol, los EE.UU. galón. /HR LMTZ = longitud de la zona de la transferencia total de la cama llena, pie Ls = longitud de la zona de la saturación de la cama llena, pie m = flujo total, lb/hr MTZ = zona de la transferencia total Mw. = peso molecular MWI = peso molecular del inhibidor N = número de etapas teóricas
DP = Gota de presión, PSI q = flujo del gas real, pie3/minuto Q = Deber del calor, Btu/hr Qhl = deber de la pérdida de calor de la regeneración, BTU/galón. Qr = deber del calor del reflujo, BTU/galón. Qs = calor sensible, BTU/galón. Qsi = deber requerido para calentar el tamiz del topo a la regeneración temperatura, BTU Qst = deber requerido para calentar el recipiente y la tubería a la regeneración temperatura, BTU Qtr = deber total del calor de la regeneración, BTU Qv = vaporización del deber del calor del agua, BTU/galón. Qw = deserción del deber del calor del agua, BTU Ss = cantidad de tamiz molecular requerida en la zona de la saturación, libra T = temperatura, °F Trg = temperatura del gas de la regeneración, °F v = velocidad del vapor, ft/sec V = velocidad superficial del vapor, ft/min W = contenido en agua del gas, lb/MMscf Wr = agua quitada por el ciclo, libra x = fracción de topo en la fase líquida X = fracción total en la fase líquida y = fracción de topo en la fase de gas z = factor de compresibilidad g = gravedad específica m = viscosidad, cp
r = densidad, lb/ft3 Subíndices i = entrada o = enchufe l = líquido v = vapor t = total CO2 = Dióxido de carbono H2S = sulfuro de hidrógeno HC = hidrocarburo s = fase sólida L = inhibidor magro R = inhibidor rico I = inhibidor H2O = agua H = hidrato rg = regeneración f = alimentación p = permeato i = cualquier componente en una mezcla
CONTENIDO EN AGUA DE GASES Y DE LÍQUIDOS Solubilidad de agua en hidrocarburos líquidos La fig. 20-2 se basa en datos experimentales y demuestra la solubilidad del agua en líquidos dulces del hidrocarburo. En hidrocarburo amargo los líquidos, solubilidad de agua pueden ser substancialmente más altos. GPA RR-621 proporciona los datos de la solubilidad de agua para los hidrocarburos seleccionados en ambos sistemas agridulces. Ecuación- El estado (FOE) se puede utilizar para estimar solubilidades de agua adentro sistemas del hidrocarburo. GPA RR-422 proporciona una comparación de experimental contra valores calculados usando un FOE modificado de Soave- Redlich-Kwong (SRK). Resultados de métodos del FOE debe ser utilizado con la precaución y ser verificado con experimental datos cuando es posible. Las solubilidades de hidrocarburos en agua son, generalmente considerablemente menos que el agua en hidrocarburos. Algunos experimentales los datos están disponibles en GPA RR-62. Guiñadas, y. al.3 proporcionan una correlación general de la cual pueda ser utilizado para estimar la solubilidad sobre 200 hidrocarburos en agua. Contenido en agua de gases El contenido en agua saturado de un gas depende de la presión, temperatura, y composición. El efecto de la composición aumenta con la presión y es particularmente importante si el gas contiene el CO2 y/o H2S. Para el magro, los gases naturales dulces que contienen sobre 70% metano y las pequeñas cantidades de hidrocarburos pesados, las correlaciones generalizadas de la presión-temperatura son convenientes para muchos usos. La fig. 20-34 es un ejemplo de una tal correlación que ha sido ampliamente utilizada durante muchos años en el diseño de deshidratadores ―dulces‖ del gas natural. Primero fue publicado en 1958 y basado en los datos experimentales disponibles en aquel momento. La correlación de la gravedad del gas debe nunca estar utilizado para explicar la presencia de H2S y de CO2 y no puede sea siempre adecuado para ciertos efectos del hidrocarburo, especialmente para la predicción del contenido en agua en las presiones sobre 1500 psia. La línea de la formación del hidrato es aproximada y debe no ser utilizado para predecir la formación del hidrato condiciona.
Los ejemplos siguientes se proporcionan para ilustrar el uso de fig. 20-3: Ejemplo 20-1 - Determine el contenido en agua saturado para un gas magro dulce del hidrocarburo en 150°F y 1.000 psia. De fig. 20-3, W = 220 lb/MMscf
Para un gas del peso molecular 26, CG = 0.98
(fig. 20-3)
W = (0.98) (220) = 216 lb/MMscf
Para un gas en equilibrio con 3% salmuera, Cs = 0.93
(fig. 20-3)
W = (0.93) (220) = 205 lb/MMscf
Contenido en agua de los altos gases de CO2/H2S H2S y el CO2 contienen más agua en la saturación que metano o mezclas de gases naturales dulces. Las cantidades del pariente varíe considerablemente con temperatura y la presión. Fig. 20-46 y la exhibición 20-57 saturó el contenido en agua del CO2 puro y H2S, respectivamente, en las varias temperaturas y presiones. La fig. 20-6 demuestra los contenidos en agua saturados de CH4 puro, CO2 y las mezclas seleccionadas contra la presión en 100°F. fig. 20-75 exhiben el contenido en agua saturado del CH4 puro, del CO2 y de un CO2 95% - Mezcla 5% CH4 contra la presión en 100°F. Varias observaciones significativas se pueden hacer de estas figuras y de otros datos disponibles. 1. El contenido en agua saturado del CO2 puro y de H2S puede ser perceptiblemente más alto que el del gas natural dulce, particularmente en las presiones sobre cerca de 700 psia en las temperaturas ambiente.
2. Las correcciones para H2S y el CO2 deben ser aplicadas cuando la mezcla de gases contiene más de 5 H2S y/o CO2 en presiones sobre 700 psia. Estas correcciones llegan a ser cada vez más significativas en concentraciones más altas y presiones más altas. 3. La adición de pequeñas cantidades de CH4 o de N2 al CO2 o a H2S puede reducir dramáticamente el contenido en agua saturado comparado al gas ácido puro. El contenido en agua del gas ácido es un tema muy complejo. Los datos y los métodos presentados aquí no se deben utilizar para el diseño final. La fig. 20-4, 20-5, 20-6 y 20-7 es toda basada en experimental datos. Un estudio precipitado de estas figuras revela las complejidades implicaron. Una determinación exacta del agua el contenido requiere un estudio cuidadoso de la literatura existente y de los datos experimentales disponibles. En la mayoría de los casos los datos experimentales adicionales son la mejor manera de verificar valores previstos. Incluso las técnicas más sofisticadas del FOE pueden dar resultados de confiabilidad cuestionable. Debajo de 40% componentes del gas ácido, un método de cálculo el contenido en agua utiliza Eq 20-1 y fig. 20-3, 20-8, y 20-9.8
W = YHC WHC + yCO2 WCO2 + y H2SWH2S
Ec 20-1
Observe que la fig. 20-8 y 20-9 proporciona los valores para cuál se llamó el contenido en agua ―eficaz‖ del CO2 y de H2S en las mezclas de gases naturales para el uso solamente en Eq 20-1. Éstos no son CO2 puro y contenidos en agua de H2S. Otro método para la valoración del contenido en agua saturado de mezclas de gases ácidas fig. 20-10 de hasta 6000 aplicaciones del psia y 20-11.9 Con los gases conteniendo el CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración ―equivalente‖ de H2S. Con objeto de este método, se asume que el CO2 contribuirá 75% tanto riegue a la mezcla de gases, sobre una base molar, como H2S.
-Ejemplo 20-2 - Determine el contenido en agua saturado de la Mezcla del CO2 80% C1, 20% en 160 °F y 2000 psia. El contenido en agua experimental resuelto era 172 lb/MMscf
Método uno WHC = 167 lb/MMscf
(fig. 20-3)
WCO2 = 240 lb/MMscf
(fig. 20-9)
W = (0.80) (167) + (0.20) (240) = 182 lb/MMscf
Fig. 20-2 Solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos
Contenido en agua del gas del hidrocarburo Fig. 20-3
Contenido en agua del CO2 Fig. 20-4
Valores experimentales para el contenido en agua de gases ácidos Fig. 20-6
Contenido en agua del sulfuro de hidrógeno Fig. 20-5
Contenido en agua saturado del CO2 - mezclas ricas en 100°F Fig. 20-7
Contenido en agua eficaz de H2S en mezclas de gases naturales contra temperatura en las varias presiones Fig. 20-8
Contenido en agua eficaz del CO2 en mezclas de gases naturales contra temperatura en las varias presiones Fig. 20-9
Contenido en agua calculado de mezclas de gases ácidas a 2000 psia Fig. 20-10
Contenido en agua calculado de mezclas de gases ácidas a 6000 psia Fig. 20-11
Método dos Primero la composición se debe convertir para el uso con la fig. 20-10. yH2S (pseudo) = (0.75) (yCO2) = (0.75) (0.20) = 0.15 W = 0.49 barriles/MMscf
(fig. 20-10)
Densidad del agua = 350 lb/Bbls = (0.49) (350) = 172 lb/MMscf
La fig. 20-12 compara los dos métodos presentados para saturado determinación del contenido en agua de las altas mezclas de gases de CO2/H2S con algunos de los datos experimentales disponibles. Dure cuatro puntos de referencias demostrados en fig. 20-12 indican los peligros implicados con la extrapolación a un contenido más alto del CO2 o de H2S. En un caso, el contenido en agua estimado conviene dentro de 11% de el valor experimental. En otro caso, el experimental el valor es durante 6 veces el contenido en agua estimado.
Contenido en agua en la región del hidrato La fig. 20-3 se basa en la asunción que la fase condensada del agua es un líquido. Sin embargo, en las temperaturas debajo de la temperatura del hidrato del gas, la fase ―condensada‖ será un sólido (hidrato). El contenido en agua de un gas en equilibrio con un hidrato será más bajo que equilibrio con un líquido meta estable. Esto se reconoce en el ―cuidado‖ en fig. 20-3. La formación del hidrato es un proceso dependiente del tiempo. La tarifa en qué forma de cristales del hidrato depende de varios factores incluyendo la composición del gas, presencia de sitios cristalinos de la nucleación en la fase líquida, el grado de agitación, el etc. Durante este ―período transitorio de la formación del hidrato‖ el presente líquido
del agua es ―líquido meta estable llamado‖. El agua meta estable es el agua líquida que, en el equilibrio, existirá como hidrato. Demostración experimental de los datos de GPA RR-4511, 5010 y 8012 actual contenidos en agua del equilibrio de gases sobre los hidratos. Datos de RR-50 se presenta en fig. 20-13. Para los propósitos comparativos, el contenido en agua meta estable de un gas dulce de la fig. 20-3 también se demuestra. El contenido en agua de gases en la región del hidrato es una función fuerte de la composición. La fig. 20-13 no debe extrapólese a otras composiciones. Al diseñar los sistemas de la deshidratación (particularmente TEG sistemas) a encontrarse extremadamente - las especificaciones del punto de condensación del agua baja, es necesario determinar el contenido en agua del gas adentro el equilibrio con un hidrato usando una correlación tiene gusto de eso presentada en fig. 20-13. Si se utiliza una correlación meta estable, una sobrestimará el contenido en agua saturado del gas en la especificación del punto de condensación. Esto, alternadamente, puede dar lugar a un diseño de la deshidratación que no pueda resolver el retiro requerido del agua. Del donde experimental están inasequibles los datos, utilización una correlación termodinámico-basada sana puede proveer de una estimación del contenido en agua en equilibrio los hidratos.
Medida del contenido en agua Las especificaciones para la medida del contenido en agua se dan en la publicación 2140 de GPA. Éstos incluyen el método del helada de la válvula, la oficina de probador del punto de condensación de las minas, y el método del bromuro del cobalto. El cambio del color del bromuro del cobalto ocurre aproximadamente el ppmw 25-30.
Hay varios instrumentos comerciales disponibles para contenido en agua de la supervisión basado en otros principios. Contenidos en agua de medición menos del ppmw de 20 o de hacer el punto de condensación determinaciones en menos que - 40°F puede ser muy difícil. Comparación de experimental contra los contenidos en agua calculados para los gases ácidos Fig. 20-12
Comparación del contenido en agua experimental 5.31% del gas de C3/94.69% C1 en equilibrio con el hidrato Fig. 20-13
HIDRATOS EN SISTEMAS DE GAS NATURAL Un hidrato es una combinación física de agua y de otra pequeñas las moléculas para producir un sólido que tenga ―hielo-como‖ aspecto pero posee una diversa estructura que el hielo. Su formación en gas y/o NGL los sistemas pueden tapar las tuberías, equipo, y flujo de los instrumentos, de la restricción o de la interrupción. Hay tres estructuras cristalinas reconocidas para tales hidratos. En ambos, las moléculas de agua construyen el enrejado y los hidrocarburos, el nitrógeno, el CO2 y H2S ocupan las cavidades. Moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, CO2, H2S) estabilizan a una Structure llamada cúbica body-centered I. moléculas más grandes (C3H8, i) La forma C4H10, n-C4H10 un diamante-enrejado llamó a Structure II. Las moléculas normales de la parafina más grandes que n-C4H10 no forman Estructura I e II hidratos pues son demasiado grandes estabilizar el enrejado. Sin embargo, algunos isoparaffins y cicloalcanos más grande que el pentano se saben para formar los hidratos de la estructura H. La composición del gas determina el tipo de la estructura. Gases mezclados formará típicamente números limitadores del hidrato de la estructura II. (Cociente de las moléculas de agua a las moléculas del componente gaseoso incluido) se calculan usando el tamaño de las moléculas del gas y el tamaño de las cavidades en enrejado de H2O. De un punto de vista práctico, el tipo de la estructura no afecta al aspecto, a las características, o a los problemas causados por el hidrato. Sin embargo, tiene un efecto significativo sobre presión y temperatura en las cuales los hidratos forman. Estructura
Los hidratos II son más estables que la estructura I. esta es la razón por la cual provee de gas contener C3H8 e i-C4H10 formará los hidratos en temperaturas más altas que las mezclas de gases similares que no contienen estos componentes. El efecto de C3H8 y de i-C4H10 sobre condiciones de la formación del hidrato se puede considerar en fig. 20-15. En 1000 psia, 0.6 SP. - GR. el gas (la composición se demuestra en fig. 20-18) tiene una temperatura de la formación del hidrato cuál es el metano más arriba que puro 12-13°F. La presencia de H2S en mezclas de gases naturales da lugar a una temperatura substancialmente más caliente de la formación del hidrato en una presión dada. El CO2, tiene generalmente un impacto mucho más pequeño y reduce a menudo la temperatura de la formación del hidrato en la presión fija para una mezcla de gases del hidrocarburo. Las condiciones que afectan a la formación del hidrato son: Consideraciones primarias · El gas o el líquido debe estar en o debajo de su condición del punto o de la saturación de condensación del agua (NOTA: el agua líquida no tiene para estar presente para que hidratos formen) · Temperatura · Presión · Composición
Consideraciones secundarias · Mezcla · Cinética · Sitio físico para la formación cristalina y aglomeración tal como un codo, un orificio, un thermowell, o una línea escala de la pipa · Salinidad
La formación del hidrato ocurrirá generalmente como la presión aumenta y/o la temperatura disminuye a la condición de la formación.
Condiciones para la formación del hidrato para los gases ligeros. Fig.20-14
Curvas de la Presión-Temperatura para la formación del hidrato que predice. Fig.20-15
PRECAUCIÓN: Los cuadros 20-15 a 20-17 deben ser utilizados solamente para las primeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato. Para una determinación más exacta del hidrato las condiciones hacen cálculos con kv-s
PREDICCIÓN DEL HIDRATO DULCE DEL GAS NATURAL Condiciones La fig. 20-14, basada en datos experimentales, presenta las curvas del equilibrio de la presión-temperatura del hidrato para puro metano, etano, propano, y para una mezcla del propano del etano 30% del nominal 70%. La fig. 20-15 a 20-17, basado en gravedad del gas, se puede utilizar para las primeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato y para estimar la extensión permitida de gases naturales dulces sin la formación de hidratos. Las condiciones en las cuales los hidratos pueden formar son afectadas fuertemente por la composición del gas. Las composiciones usadas para la construcción de fig. 20-15 a fig. 20-17 se dan en fig. 20-18. Los gases se saturan con agua. Ejemplo 20-3 - Encuentre la presión en la cual el hidrato forma para un gas con la composición siguiente. T = 50°F.
COMPONENTE
FRACCION MOLAR
PESO MOLAR
Lbs/Lbs Mol de la MEZCLA
Pesos del Wt de la mezcla de gases = 20.08
De fig. 20-15 en 50°F P = 320 psia para 0.7 gases de la gravedad Ejemplo 20-4 - El gas en el ejemplo 20-3 debe ser ampliado a partir 1.500 psia a 500 psia. ¿Cuál es la temperatura inicial mínima que el permiso la extensión sin la formación del hidrato? La línea de presión inicial de 1.500 psia y la línea de presión final de 500 psia se intersecan apenas sobre la curva 100°F en fig. 20-17. 112°F es aproximadamente la temperatura inicial mínima. Ejemplo 20-5 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000 psia y 100°F ampliar sin la formación del hidrato? En fig. 20-16 encuentre la intersección de la línea de presión inicial 2.000 con la curva inicial de la temperatura 100°F. Lea en el x-axis la presión final permitida de 1100 psia. Ejemplo 20-6 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000 psia y 140°F ampliar sin la formación del hidrato? En fig. 20-16, la curva inicial de la temperatura 140°F no interseca la línea de presión inicial de 2.000 psia. Por lo tanto, el gas puede amplíese a la presión atmosférica sin la formación del hidrato. Las condiciones predijeron por fig. 20-15 estén hasta los días 20-17 de mayo perceptiblemente en el error para las composiciones con excepción de ésas usadas para derivar las cartas. Para una determinación más exacta de las condiciones de la formación del hidrato, los procedimientos siguientes deben ser seguidos. Además, la fig. 20-16 y 20-17 no explica el agua líquida y los hidrocarburos
líquidos presentan o formaron durante la extensión. Éstos pueden tenga un efecto significativo sobre la temperatura del enchufe del dispositivo de la reducción de la presión.
Extensión permitida de un gas natural 0.6-Gravity sin la formación del hidrato.Fig.20-16
Extensión permitida de un gas natural 0.7-Gravity sin la formación del hidrato.Fig.20-17
Composiciones del gas usadas para fig. 20-15 a 20-17. Fig.20-18
PREDICCIÓN DEL HIDRATO BASADA EN LA COMPOSICIÓN PARA LOS GASES DULCES Varias correlaciones han probado útil para predecir la formación del hidrato de gases dulces y de contener de los gases mínimos cantidades de CO2 y/o de H2S. Los más confiables requieren a análisis de gas. El Katz method14, 15 utiliza los constantes de equilibrio sólidos del vapor definidos por el Ec. 20-2.
Kvs = y/xs Eq 20-2
ADVERTENCIA: No bueno para los componentes puros - solamente mezclas. Las correlaciones aplicables del K-valor para la formación del hidrato las moléculas (metano, etano, propano, isobutane16, normal butane17, dióxido de carbono, y sulfuro de hidrógeno) se demuestran en la fig.
20-19 a 20-25. El butano normal no puede formar un hidrato por sí mismo sino puede contribuir a la formación del hidrato en una mezcla. Para los propósitos del cálculo, todas las moléculas demasiado grandes de formar los hidratos tienen un K-valor del infinito. Éstos incluyen todo el normal del butano normal más grande de las moléculas del hidrocarburo de la parafina. El nitrógeno se asume para ser un no-hidrato anterior y está también asignó un K-valor del infinito. Los valores de Kvs se utilizan en una ecuación del ―punto de condensación‖ para determinar la temperatura o la presión del hidrato. El cálculo es iterativo y convergencia se alcanza cuando se satisface la función objetiva siguiente (Ec. 20-3).
Ec. 20-3
Ejemplo 20-7 - Calcule la presión para la formación del hidrato en 50°F para un gas con la composición siguiente.
El infinito que interpola linear, Sy/Kvs = 1.0 a 305 psia Debe ser ejercitado cuando algunos isoparafinas más altos del peso molecular y ciertos cicloalcanos están presentes pues pueden formar los hidratos de la estructura H. La presión experimental observada del hidrato-formación en 50 ° F era 325 psia. Ejemplo 20-8 - El gas con la composición abajo está en 3500 psia y 150°F. ¿Cuál será las condiciones del hidrato cuando se amplía este gas?
Pasos de la solución: 1. Haga varios cálculos de destello adiabáticos en diversas presiones y trace en una presión contra gráfico de la temperatura. (Véase fig. 2026)
Presión Inicial Psia
Temperatura Inicial °F
Presión Final Psia
Temperatura Final °F
2. Asuma una cierta temperatura y prediga la presión de formación del hidrato para este gas usando el sólido-vapor Kdata. Trace los resultados en fig. 20-26. Muestree los cálculos para 200 y 300 psia se proporcionan abajo. Este cálculo se ha repetido para que 400, 500, 800 y 1000 psia desarrollen fig. 20-26.
3. La intersección de las líneas en fig. 20-26 será el punto en el cual los hidratos comienzan a formar. En este ejemplo, el resultado es 500 psia y 52°F. Nota: La fig. 20-16 pediría la extensión permitida solamente a una presión alrededor 700 psia. La correlación de Katz no se recomienda sobre 1000-1500 psia, dependiendo de la composición. La predicción de las condiciones de la formación del hidrato en presiones más altas requiere el uso de otros métodos. Sloan, presente et.al.18 un sistema alterno de los valores de Kvs que, son generalmente válidos a 4000 psia. & de McLeod; Actuales datos experimentales del hidrato Campbell19 para las mezclas de gases naturales hasta 10.000 psia así como una correlación para estimar condiciones de alta presión de la formación del hidrato. & de Blanc; Tournier-Lasserve20 proporcionan datos
experimentales del hidrato a 14.500 psia y comparan correlaciones de la predicción con datos experimentales.
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el metano. Fig.20-19
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el etano. Fig. 20-20
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el propano. Fig.20-21
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el isobutano.Fig.20-22
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el N-Butano. Fig.20-23
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el dióxido de carbono. Fig. 20-24
Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el sulfuro de hidrógeno. Fig. 20-25
Bosquejo por ejemplo 20-8 de la solución. Fig. 20-26
PREDICCIONES DEL HIDRATO PARA ALTO CONTENIDO DE CO2/H2S El método de Katz de predecir temperatura de la formación del hidrato da los resultados razonables para los gases normales dulces del hidrocarburo de la parafina. El método de Katz no se debe utilizar para los gases contener cantidades significativas de CO2 y/o de H2S a pesar de que los valores de Kvs están disponibles para estos componentes. Las condiciones de la formación del hidrato para los altos gases de CO2/H2S pueden variar perceptiblemente de ésos integrados solamente por hidrocarburos. La adición de H2S a una mezcla de gases natural dulce aumentará generalmente la temperatura de la formación del hidrato en una presión fija. Un método por el & de Baille; Wichert para predecir la temperatura de los altos gases contentos de H2S se demuestra en fig. 20-2722. Esto se basa en el principio de ajustar las condiciones del hidrato del propano para explicar la presencia de H2S según lo ilustrado en el ejemplo siguiente. Ejemplo 20-9 - Estime la temperatura de la formación del hidrato en 610 psia de un gas con el análisis siguiente usando fig. 20-27.
Pasos de la solución: 1. Incorpore el lado izquierdo de fig. 20-27 en 600 psia y proceda a la línea de la concentración de H2S (4.18 mol)
2. Proceda abajo verticalmente a la gravedad específica del gas (g = 0.682)
3. Siga la línea de guía diagonal a la temperatura en parte inferior del gráfico (T = 63.5°F).
4. Aplique la corrección C3 usando el parte movible en el superior izquierdo. Incorpore el lado de mano izquierda en la concentración de H2S y proceda a la línea de la concentración C3 (0.67). Proceda abajo verticalmente a la presión de sistema y leído la corrección en la escala de la mano izquierda (- 2.7°F) Nota: La corrección de temperatura C3 es negativa cuando en lado de mano izquierda del gráfico y del positivo en el lado derecho. TH = 63.5 - 2.7 = 60.8°F La fig. 20-27 fue desarrollada basó en condiciones calculadas del hidrato usando el FOE de Peng-Robinson. Ha probado absolutamente exacto cuando está comparado a la cantidad limitada de experimental datos disponibles. Debe ser extrapolada solamente más allá de la base de datos experimental con la precaución. Fig. Formación experimental del hidrato de los presentes de 20-2823 datos para tres mezclas de metano, de propano y de hidrógeno sulfuro. Los resultados de los métodos seleccionados de la predicción del hidrato son también demostrado.
La adición de CO2 al metano puro aumentará levemente la temperatura del hidrato en un pressure.24 fijo sin embargo, la adición de CO2 a una mezcla de gases natural dulce ―típica‖ bajará a menudo la temperatura de la formación del hidrato en una presión fija. La fig. 20-29 se proporciona para retratar estos efectos compositivos. Las curvas del hidrato para cuatro composiciones del gas se demuestran. Éstos fueron generados usando un empleo comercial del programa del hidrato el FOE de Peng-Robinson. Las cuatro composiciones del gas son: Gas dulce (0.6 SP. - GR. provea de gas de fig. 20-18) Gas dulce que contiene el CO2 10 Gas dulce que contiene 10 H2S Gas dulce que contiene 10 CO2 y 10 H2S Observe que H2S aumenta perceptiblemente la temperatura del hidrato de un gas natural dulce. En este ejemplo, en 1000 psia, la adición de H2S (10 mol) a una mezcla de gases dulce aumenta el hidrato la temperatura por 15°F. Por una parte, CO2 tiene a efecto de menor importancia sobre la temperatura de la formación del hidrato y disminuye levemente la temperatura del hidrato para ambos el ―dulce‖ y ―agria‖ los gases en este caso. Los programas de computadora FOEbasados son probablemente los más constantes método de predecir temperaturas de la formación del hidrato hoy. La exactitud cuando está comparada a los datos experimentales está generalmente ± 2°F. Esto es generalmente adecuado para el diseño.
Inhibición del hidrato La formación de hidratos puede ser prevenida deshidratándose el gas o el líquido para eliminar la formación de condensado fase del agua (líquido o sólido). En algunos casos, sin embargo, la deshidratación
puede no ser práctica o económicamente factible. En éstos los casos, inhibición pueden ser un método eficaz de prevenir la formación del hidrato. La inhibición utiliza la inyección de una de los glicoles o del metanol en una corriente de proceso donde puede combinar con condensado fase acuosa para bajar la temperatura de la formación del hidrato en una presión dada. El glicol y el metanol pueden ser recuperados con la fase acuosa, regenerada y reinyectada. Para la inyección continua en servicios abajo - a 40°F, uno de los glicoles ofrece generalmente una ventaja económica contra el metanol recuperado por la destilación. En las condiciones criogénicas (debajo - de 40°F) el metanol se prefiere generalmente porque la viscosidad del glicol hace la separación eficaz difícil. Glicol de etileno (EG.), glicol del dietileno (grado), y los glicoles del glicol del trietileno (TEG) se han utilizado para la inhibición del hidrato. El más popular ha sido glicol de etileno debido a su viscosidad más barata, más baja, y solubilidad más baja en hidrocarburos líquidos. Las características físicas de los glicoles y de las mezclas más comunes del glicol-agua se dan en fig. 20-30 a fig. 20-41. La información tabular para los glicoles y el metanol puros se proporciona en fig. 20-42.
Fig. 20-27 Carta del hidrato para los gases que contienen H2S
Fig. 20-28 Experimental contra las condiciones previstas del hidrato para los gases que contienen C1, C3, y H2S
Fig. 20-29 Condiciones de la formación del hidrato para el gas dulce que demuestra efectos del CO2 y de H2S
Para ser eficaz, el inhibidor debe estar presente en muy señale adonde el gas mojado se refresca a su temperatura del hidrato. Por ejemplo, en instalaciones frigoríficas los inhibidores del glicol se rocían típicamente en las caras de la tubo-hoja de los cambiadores del gas tan que puede fluir con el gas a través de los tubos. Pues el agua condensa, el inhibidor está presente mezclarse con el agua y prevenir hidratos. La inyección debe ser de una forma permitir bueno la distribución a cada paso del tubo o de la placa en los refrigeradores y los cambiadores de calor que funcionan debajo del gas hidrata temperatura. Se separa el inhibidor y la mezcla condensada del agua de la corriente del gas junto con un hidrocarburo líquido separado corriente. A este punto, el punto de condensación del agua de la corriente del gas es esencialmente igual a la temperatura de la separación. Las soluciones del Glicol-agua y los hidrocarburos líquidos pueden emulsionar cuando están agitadas o cuando está ampliado de una alta presión a una presión más baja, e.g., válvula de la extensión del JT. El diseño cuidadoso del separador permitirá la recuperación casi completa del glicol diluido para la regeneración y el reinyección. La fig. 20-43 demuestra un organigrama para un típico EG. Sistema de inyección en una instalación frigorífica. El regenerador en un sistema de inyección del glicol se debe funcionar para producir una solución regenerada del glicol que tenga un punto de congelación debajo de la temperatura mínima encontrada en el sistema. Ésta es fig. 20-44 demostraciones de los pesos típicamente 75-80 % la congelación en punto de varias concentraciones de soluciones del agua del glicol.
La concentración mínima del inhibidor en el agua libre la fase se puede aproximar por la ecuación de Hammerschmidt.
Ec 20-4
Eq 20-4 no se debe utilizar más allá del peso 20-25 % para el metanol y peso 60-70 % para los glicoles. Para las concentraciones del metanol hasta cerca de 50 %, Nielsen-Bucklin equation26 proporciona mejor exactitud: d = Ln -129.6 (xH2O)
Ec 20-5
Observe que ―xH2O‖ en Ec 20-5 es una fracción de topo, no una fracción total. La fig. 20-45 proporciona la conversión del por ciento total metanol al agua de la fracción de topo. Maddox et.al.27 presenta un método de estimar requerido concentración del inhibidor para el metanol y EG. El método es iterativo pero converge fácilmente después de algunas iteraciones. Las figs. 20-46 a 20-50 proveen de una comparación de las varias correlaciones del inhibidor data 28, 29 y 30 experimentan, los datos en las concentraciones muy altas del inhibidor son limitados. Una vez que se ha calculado la concentración requerida del inhibidor, la masa del inhibidor requerida en la fase del agua puede calcúlese de Ec 20-6
Ec 20-6
La cantidad de inhibidor que se inyectará no sólo debe ser suficiente prevenir la congelación de la fase del agua del inhibidor, pero también debe ser suficiente prever la fase de vapor del equilibrio contenido del inhibidor y la solubilidad del inhibidor en cualquier hidrocarburo líquido. La presión de vapor del metanol es alta bastantes que las cantidades significativas vaporizarán. Las pérdidas de la vaporización del metanol se pueden estimar de fig. 20-51.31 fig. 20-51 se extrapola sobre 700 psia. Los estudios recientes indican fig. 20 - 51 pueden subestimar pérdidas del metanol de la fase de vapor en más arriba presiones. Las pérdidas de la vaporización del glicol son generalmente muy pequeñas y se no hacen caso típicamente en cálculos. Las pérdidas del inhibidor a la fase líquida del hidrocarburo son más difíciles de predecir. La solubilidad es una función fuerte de las composiciones de la fase del agua y de la fase del hidrocarburo. Fig. 20-52 presenta data 32, 33,34 experimental que demuestra solubilidad de metanol en un líquido parafínico del hidrocarburo en función de concentración de la temperatura y del metanol. Solubilidad del metanol en hidrocarburos naftenóicos es levemente menos que parafínico, pero la solubilidad en hidrocarburos aromáticas puede ser cuatro a seises épocas más arriba que en parafínico. Solubilidad del EG. en hidrocarburo del líquido la fase está extremadamente solubilidad de small.29 A de 0.3 libras por 1000 galones. (los E.E.U.U.) de NGL es de uso frecuente para los propósitos del diseño. Sin embargo, arrastre y otras pérdidas físicas pueden dar lugar a pérdidas totales perceptiblemente más arriba que esto. El ejemplo 20-10-100 MMscf/d del gas natural sale de costa afuera plataforma en 100°F y 1200 psia. El gas viene onshore en 40°F y 900 psia. La temperatura del hidrato del gas es 65°F. La producción condensada asociada es 10 barriles/MMscf. el condensado tiene una gravedad del API de 50 y un MW de 140.
Calcule la cantidad de metanol y de 80% EG. el inhibidor requirió para prevenir la formación del hidrato en la tubería. Solución: Metanol 1. Calcule la cantidad de agua condensada por día de fig. 20-3,
El agua condensó = (100) (53 - 9.5) = 4350 libras/día
2. Calcule la concentración requerida del inhibidor del metanol de Ec 20-4 y 20-5. d = 25°F
MW = 32
Solucionando para XI, XI = 0.255, Ec 20-4 XI = 0.275, Ec 20-5 (utilice este valor en subsecuente cálculos)
3. Calcule el índice total de inhibidor en fase del agua (asuma que el metanol 100 está inyectado)
4. Pérdidas de la vaporización de la estimación de fig. 20-51. @ 40°F y 900 psia, pérdidas =
Pérdidas diarias = (1.05) (100) (27.5) = 2890 libras/día
5. Estime las pérdidas a la fase líquida del hidrocarburo de fig. 20-52. @ 40°F y 27.5% MeOH, x MeOH‖ 0.2% mol libra · condensado de los moles por día:
Lb/mol de metanol = (1950) (0.002) = 3.9 libras · mol/día Libras de metanol = (3.9) (32) = 125 libras/día Tarifa total de la inyección del metanol = 1650 + 2890 + 125 = 4665 libras/día
Los cuadros 20-30 a 20-41 se reproducen del hecho de condicionamiento Book, 1962 del gas, con el permiso ―de la compañía de Dow Chemical‖ y conforme a todas las negaciones de la garantía en esto. Fig. 20-30 Densidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno
Fig. 20-31 Densidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno
Fig. 20-32 Densidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno
Fig. 20-33 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno
Fig. 20-34 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno
Fig. 20-35 Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno
Fig. 20-36 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol de etileno
Fig. 20-37 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del dietileno
Fig. 20-38 Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del trietileno
Fig. 20-39 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del etileno
Fig. 20-40 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del dietileno
Fig. 20-41 Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del trietileno
Fig. 20-42 Características físicas de glicoles y de los metanoles seleccionados Etileno Glicol
Dietileno Glicol
Trietileno Glicol
Tetraetilen o del glicol
Metanol
Formula
C2H6O2
C4H10O3
C6H14O4
C6H18O5
CH3OH
Peso molecular Punto de ebullición en 760 mm Hg, °F Punto de ebullición en 760 mm Hg, °C Presión de vapor en 77°F (25°C) mm Hg Densidad (g/cc) en 77°F (25°C) (g/cc) en 140°F (60°C) Lbs por galón en 77°F (25°C) Punto de congelación, °F
62.1
106.1
150.2
194.2
32.04
387.1
472.6
545.9
597.2
148.1
197.3
244.8
285.5
314
64.5
1.110
<0.01
0.01
˂0.01 1.120
120
1.085
1.113
1.119
0.790 1.092
9.26
1.088
1.092
9.34
6.59
8
9.29
9.34
22
–144.0
—
17
19
-42 44.6
16.5
–65
–73
Vierta el punto, °F Viscosidad en centripoi en 77°F (25°C) en 140°F (60°C) Tensión de superficie En 77 °F (25°C), dinas/cm índice de refracción de en 77°F (25°C) Calor específico en el °F 77(25°C) BTU/(lbs.°F) punto de inflamación °F (PMCC), punto del fuego del °F (C.O.C.)
0.52 10.2
4.68
28.2
37.3
45
22.5
47
6.99
8.77
1.457
0.328
1.430
44
45
0.52
0.60
0.58
1.446
1.454
400
53.6
240
0.55
0.53
375
Nota: Estas características son resultados del laboratorio en compuestos puros o típicos de los productos, pero no se deben confundir con, o mirar como, las especificaciones.
* Los glicoles se descomponen en las temperaturas debajo de su punto de ebullición atmosférico. Las temperaturas aproximadas de la descomposición son: Glicol del trietileno 404°F
Glicol de etileno 329°F
Glicol Tetraetileno 460°F
Glicol del dietileno 328°F
El metanol dejado en la fase de gas se puede recuperar por la condensación con el agua restante en procesos de refrigeración rio abajo. Asimismo, el metanol en la fase condensada puede ser recuperado por el agua por el lavado rio abajo del agua 80% EG. 1. Calcule la concentración requerida del inhibidor de Eq 20-4. d = 25°F MW = 62 Solucionando para XI, XI = 0.40 2. Calcule el índice total de inhibidor en fase del agua.
Las pérdidas del hidrocarburo de la vaporización y del líquido son insignificantes. Las pérdidas del inhibidor representan gastos de explotación significativos y pueden causar problemas en unidades de proceso rio abajo. La separación eficiente del inhibidor debe ser proporcionada.
DESHIDRATACIÓN DEL GAS Sistemas de la deshidratación del glicol En esas situaciones donde no está factible o práctica la inhibición, la deshidratación debe ser utilizada. Desecativos líquidos y sólidos puede ser utilizado, pero la economía favorece con frecuencia el líquido deshidratación desecante cuando resolverá la especificación requerida de la deshidratación. El equipo desecante líquido de la deshidratación es simple funcionar y mantener. Puede ser automatizado fácilmente para desatender operación; por ejemplo, deshidratación del glicol en un telecontrol pozo de producción. Los desecativos líquidos se pueden utilizar para los gases amargos, pero las precauciones adicionales en el diseño son necesarias debido a la solubilidad de los gases ácidos en la solución desecante. En el contenido de gas muy de alto grado de ácido y presiones relativamente más altas los glicoles pueden también ser ―solubilidad‖ en el gas. Los glicoles se utilizan típicamente para los usos donde las depresiones del punto de condensación de la orden de 60° a 120°F se requieren. Glicol del dietileno (grado), glicol del trietileno (TEG), y el glicol Tetraetileno (TREG) se utiliza como los desecativos líquidos, pero TEG es el más común para la deshidratación del gas natural.
Fig. 20-43 Sistema de inyección típico del glicol
Fig. 20-44 Puntos de congelación de las soluciones acuosas del glicol
La buena práctica dicta la instalación de un depurador de gas de la entrada, incluso si el deshidratador está cerca de un separador de la producción. El depurador de gas de la entrada prevendrá la descarga accidental de granes cantidades del agua (fresca o salada), de los hidrocarburos, tratando los productos químicos o los inhibidores de corrosión en el contactor del glicol. Incluso las pequeñas cantidades de estos materiales pueden dar lugar a pérdidas excesivas del glicol debido a hacer espuma, a eficacia reducida, y a mantenimiento creciente. Los separadores integrales en la parte inferior del contactor son comunes. Después del flujo de proceso en fig. 20-53, regenerado el glicol se bombea a la bandeja superior del contactor (amortiguador). El glicol absorbe el agua mientras que fluye abajo a través del contactor en sentido contrario al flujo del gas. se quita el glicol Aguarico de la parte inferior del contactor, pasos con el reflujo la bobina del condensador, flashes la mayor parte de del gas soluble en el tanque de destello, y atraviesa rico-inclina al cambiador de calor a regenerador. En el regenerador, se destila el agua absorbente del glicol en la presión atmosférica cercana por el uso del calor. El glicol magro regenerado atraviesa rico-se inclina y cambiador del refrigerador del glicol para refrescarse antes de ser recirculada al contactor por la bomba del glicol. La evaluación de un sistema de TEG implica primero el establecimiento concentración mínima de TEG requerida para hacer frente al gas del enchufe especificación del punto de condensación del agua. La fig. 20-54 demuestra el punto de condensación del agua de una corriente del gas natural en equilibrio con una solución de TEG en las varias temperaturas y las concentraciones de TEG. Fig. 20-54 puede ser utilizado para estimar la concentración requerida de TEG para un uso particular o la depresión teórica del punto de
condensación para una temperatura dada de la concentración y del contactor de TEG. Los dewpoints reales del enchufe dependen de la circulación de TEG índice y número de etapas del equilibrio, pero acercamientos típicos al equilibrio son los dewpoints del equilibrio 10-20°F. Son relativamente insensibles a la presión y la fig. 20-54 se puede consumir a 1500 psia con poco error.
Fig. 20-45 Fracción de Mol H2O Vs Peso % de metanol
Fig. 20-46 Inhibición del hidrato con glicol de etileno: Hammerschmidt Vs Data28 experimental
Fig. 20-47 Inhibición del hidrato con metanol: Hammerschmidt Vs Data28 experimental
Fig. 20-48 Inhibición del hidrato con metanol: & de Nielsen; Bucklin Vs Data28 experimental
Fig. 20-49 Inhibición del hidrato con metanol: & de Nielsen; Bucklin26 Vs Data28 experimental
Fig. 20-50 Inhibición del hidrato con metanol: Maddox y al.27 Vs experimental Data28
Fig. 20-51 Cociente de la composición del vapor del metanol a la composición del metanol líquido
La fig. 20-54 se basa en los datos del equilibrio publicados por Parrish, y varios el equilibrio correlations 36, 37, 38, 39,40 se han presentado desde 1950. Las ediciones anteriores del libro de datos de GPSA presentaron una correlación del equilibrio basada en el trabajo de Worley38. Generalmente las correlaciones de Worley, de Rosman y de Parrish convienen razonablemente bien y son adecuadas para la mayoría de los diseños de sistema de TEG. Todos son limitados por la capacidad de medir exactamente la concentración del equilibrio de agua en la fase de vapor sobre soluciones de TEG. La correlación de Parrish ha sido incluida en esta edición porque las concentraciones del agua del equilibrio en la fase de vapor eran resueltas en la dilución infinita (esencialmente 100% TEG). Las otras correlaciones utilizan extrapolaciones de datos en concentraciones más bajas para estimar equilibrio en la región infinita de la dilución. Observe por favor que los dewpoints del agua del equilibrio en la ordenada de fig. 20-54 se basa en la asunción que la fase condensada del agua es un líquido metaestable. En los dewpoints bajos la fase condensada verdadera será un hidrato. El equilibrio la temperatura del punto de condensación sobre un hidrato es más alta que ésa sobre un líquido metaestable. Por lo tanto, la fig. 20-54 predice los dewpoints que son más fríos que los que puedan realmente estar alcanzado. La diferencia es una función de la composición de la temperatura, de la presión y del gas pero puede ser tanto como 15-20°F (véase fig. 2013). Al deshidratarse a los dewpoints muy bajos, tales como ésos requeridos contracorriente desde un proceso de la refrigeración, la concentración de TEG debe ser suficiente secar el gas al punto de condensación del hidrato. La concentración magra de TEG se ha establecido una vez, El índice de la circulación de TEG y el número de las bandejas (altura del embalaje) deben ser resueltos. Los diseños más económicos emplean índices de la circulación de cerca de 2-5 galones. TEG/lb H2O absorbente. La relación entre el índice de la circulación y el número de etapas del equilibrio emplea las técnicas del cálculo de la absorción fijadas hacia fuera en el capítulo 19. Esto se ha hecho para los
sistemas de TEG con los resultados presentaron en las figs 20-55 a 20-59. La conversión de etapas del equilibrio a las bandejas reales puede ser hecho si se asume que una eficacia total de la bandeja de 25-30%. Para el embalaje, altura del embalaje equivalente a una placa teórica (HETP) varía con tarifa de la circulación de TEG, tarifa del gas, y el gas la densidad pero un valor de cerca de 60 pulgadas es generalmente adecuados para propósitos de planeamiento. Cuando la densidad del gas excede cerca de 6 lb/ft3 (generalmente en mismo las altas presiones), las conversiones antedichas pueden no proporcionar suficientes altura del embalaje y número de bandejas. También cuando la temperatura del contactor es menos que sobre 60°F, la viscosidad creciente del TEG puede reducir la masa transfiera la eficacia, y las temperaturas en esta gama deben ser evitadas.
Fig. 20-52 Solubilidad del metanol en Hydrocarbons32 parafínico, 33.34 Vs temperatura en las varias concentraciones del metanol
Fig. 20-53 Organigrama de proceso del ejemplo para la unidad de la deshidratación del glicol
El espaciamiento típico de la bandeja en contactores de TEG es 24 pulgadas. Por lo tanto, la altura total de la columna del contactor será basada encendido el número de bandejas o de embalaje requerido más un adicional 6-10 pies para permitir el espacio para la retirada del vapor sobre la bandeja superior, la distribución del gas de la entrada debajo de la bandeja inferior, y el volumen rico de la oleada del glicol en la parte inferior de la columna. Bandejas del casquillo de burbuja se han utilizado históricamente en los contactores del glicol debido a las tarifas líquidas bajas contra flujo del gas, pero el embalaje estructurado está encontrando la aceptación. Generalmente, el embalaje estructurado permite un diámetro perceptiblemente más pequeño del contactor y un contactor levemente más pequeño altura. El diámetro del contactor es fijado por la velocidad del gas. El apresto es idéntico a ése contorneado para los separadores en la sección 7 recomendada los valores para los factores K y los C-factores se demuestran en la fig. 20-60. Los vendedores que embalan estructurados cotizan con frecuencia un valor del Fs para contactores del glicol del apresto, donde el Fs se define en Eq 20-7
Ec 20-7
Los valores de Fs = 2.5 a 3.0 proporcionarán generalmente una buena estimación del diámetro del contactor para el embalaje estructurado. El ejemplo 20-11-30 MMscf/d de 0.65 gases naturales de las densidades entra en un contactor de TEG en 600 psia y la especificación del contenido en agua del enchufe 100°F. es 7 libras H2O/MMscf y la tarifa de la circulación de TEG es 3 galones TEG/lb H2O. Estime el diámetro del contactor y número de bandejas del casquillo de burbuja o altura del embalaje estructurado requerido para cumplir este requisito. Asuma z = 0.92
Pasos de las soluciones: 1. Concentración requerida estimación de TEG de fig. 20-54 Fig. 20-54 Punto de condensación del equilibrio H2O Vs temperatura en las varias concentraciones de TEG
Fig. 20-55 Retiro del agua Vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG (N = 1.0)
Fig. 20-56 Retiro del agua Vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG (N = 1.5)
Fig. 20-57 Retiro del agua Vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG (N = 2.0)
Fig. 20-58 Retiro del agua Vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG (N = 2.5)
Fig. 20-59 Retiro del agua vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG (N = 3.0)
Fig. 20-60 Parámetros de clasificación recomendados para los contactores de TEG
* Dependiendo de densidad y de vendedor de embalaje
Punto de condensación de H2O = 24°F, que de fig. 20-3 es equivalente a un contenido en agua de 7 libras H2O/MMscf @ 600 psia) Asuma un acercamiento 10°F al equilibrio @ T = 100°F, concentración magra‖ 98.8% de TEG
2. Número de estimación de etapas teóricas. Calcule la eficacia del retiro del agua
De fig. 20-56 (N = 1.5) en 3 galones TEG/lb H2O y 99.0 % TEG (Win - Wout) /Win = 0.885 De fig. 20-57 (N = 2.0) en 3 galones TEG/lb H2O y 99.0 % TEG (Win - Wout) /Win = 0.925 Utilizando N = 2.0
2 etapas teóricas = 8 bandejas del casquillo de burbuja @ 24 espaciamientos de la bandeja de la pulgada
2 etapas teóricas = 10 pies del tamaño que embala estructurado 3 el contactor Casquillos de burbuja, 24 espaciamientos de la bandeja de la pulgada:
De la sección 7
Para el embalaje estructurado:
TEG absorberá típicamente cerca de 1 scf de gas natural dulce por el galón de glicol en 1000 solubilidades psia y 100°F. Sea considerablemente más alto si el gas contiene cantidades significativas de CO2 y H2S. La solubilidad del CO2 puro en una solución de 96.5%TEG es demostrado en fig. 20-61.41 la solubilidad de H2S puro en TEG puro, se demuestra en fig. 20-62.42 para las mezclas de gases, la solubilidad de H2S y el CO2 puede ser estimado incorporando el
gráfico en el parcial presión del componente. La solubilidad real será típicamente algo menos que este valor estimado. Hidrocarburos más pesados de la parafina son esencialmente insolubles adentro TEG. Los hidrocarburos aromáticas, sin embargo, son muy solubles adentro TEG, y las cantidades significativas de hidrocarburos aromáticas pueden absórbase en el TEG en las condiciones del contactor. Esto puede presentar un peligro ambiental o de seguridad cuando se descargan de la tapa del regenerador constantes de equilibrio del Vapor-líquido (K-valores) para el benceno, el tolueno, el etilbenceno, y el o-xileno en soluciones de TEG se presentan en estos datos RR-131.43 indica eso en el contactor típico condiciones aproximadamente 10-30% de los compuestos aromáticos en la corriente del gas se puede absorber en la solución de TEG. De acuerdo con los datos en RR-131 en 1000 psia, 100°F y una circulación de TEG clasifican de 3 galones TEG/lb H2O absorbentes, el porcentaje aproximado la absorción de compuestos aromáticos del gas en el TEG rico es calculado como: Benceno 10% Tolueno 14% Etilbenceno 19% O-xileno 28% Aumentos aromáticos de la absorción con el aumento de la presión y temperatura de disminución. La absorción aromática se relaciona directamente con la tarifa de la circulación de TEG. Una circulación más alta clasifica resultado en la absorción creciente. La absorción aromática es esencialmente independiente del número de contactos en el amortiguador tan uno el método de reducir al mínimo la absorción aromática es utilizar contactores más altos y reducir al mínimo tarifas de la circulación de TEG.
La mayor parte de los componentes aromáticos serán pelados de Solución de TEG en el regenerador. El apresto de destello del tanque debe ser suficiente desgasificar el glicol la solución y la capa superior arrastraron los hidrocarburos líquidos, en caso de necesidad. Un rato de retención mínimo de 3-5 minutos se requiere para la desgasificación. Si es líquido los hidrocarburos deben ser quitados también, retención los tiempos de 20-30 minutos se pueden requerir para adecuado separación. Las presiones de destello del tanque son típicamente menos de 75 psia. El apresto del regenerador requiere el establecimiento del deber del reboiler y, cuando se requieren las altas concentraciones de TEG, abastecimiento suficiente gas de desmontaje. Una estimación rápida del deber del reboiler se puede hacer usando Ec 20-8 Ec 20-8
Ec 20-8 es aproximado y da generalmente los valores que son más altos que el deber real. Una determinación más rigurosa del deber del reboiler se demuestra en el ejemplo 20-12. Ejemplo 20-12 - Determine el deber del reboiler para las condiciones en el ejemplo anterior. Asuma el rico de la temperatura al entrar el TEG el regenerador es 300°F y la temperatura del reboiler es 400°F.
Fig. 20-61 Solubilidad del CO2 en 96.5% TEG Vs la presión en Temperatures39 seleccionado
Fig. 20-62 Solubilidad de H2S en TEG puro Vs la presión en Temperaturas40 seleccionada
Deber de Reboiler del glicol: Base 1 galón. Calor sensible de TEG:
Vaporización de H2O absorbente:
Deber del condensador @ cociente de 25% reflujos:
Deber total incluyendo pérdida de calor del 10%:
La ebullición de TEG en 400°F y 1 atmósfera proporcionará glicol cerca de 98.6%. La regeneración en una altitud más alta dé lugar a concentraciones más altas en 400°F o a una temperatura reducida de la regeneración en la misma concentración.
CONCENTRACIÓN REALZADA DEL GLICOL PROCESOS Hay varios principios y procesos para obtener una pureza más alta de TEG que 98.6%, que es la pureza de TEG obtenido reboiling en 400°F y la presión atmosférica. Todos los métodos se basan en el principio de reducir la presión parcial eficaz de H2O en el espacio del vapor del reboiler del glicol, y por lo tanto de obtener una concentración más alta del glicol en la misma temperatura. El método más común para el realce del glicol la concentración ha estado por medio de gas de desmontaje o por medio de vacío en el reboiler. Otros procesos patentados funcionando realzar la pureza del glicol y de tal modo alcanzar una depresión más rigurosa del punto de condensación del agua son como sigue:
DRIZO La tecnología de DRIZO es una deshidratación basada glicol del gas proceso. El proceso hace uso de un solvente que se vaporice y se utilice como material separador en la columna de destilación. El vapor del reboiler del glicol/todavía columna se condensa en una unidad junto con el vapor de la columna de destilación. El solvente y todos los compuestos de BTEX se condensan en esta unidad antes del vapor se descarga a la atmósfera. Las ventajas principales de este sistema son que todos los compuestos de BTEX están recuperados del vapor antes de ser enviado a la atmósfera, eso la pureza de TEG puede ser tan alta como 99.999%, y ningún external se requiere el gas de desmontaje. La tecnología de DRIZO puede ser adaptado a las unidades existentes debido a las cuales necesite ser aumentado nuevos requisitos para una pureza más alta del glicol, o para un mejor control de emisión de BTEX y del CO2.
CLEANOL+ La tecnología de CLEANOL+ es una deshidratación basada glicol del gas proceso. El proceso es cubierto por dos patentes; uno se dedica al realce de la pureza del glicol, y el otro a protección del medio ambiente contra la contaminación atmosférica. Ambas patentes se aplican a la unidad de desmontaje del gas del sistema. El proceso hace uso de un material separador que se componga principalmente de los compuestos aromáticos (BTEX) atrapados en el contactor del glicol y recogidos del vapor de arriba del reboiler/aún de la columna. El BTEX y un poco de agua se condensa del vapor. El líquido BTEX y se separa el agua, y el flujo requerido de BTEX seco se vaporiza y se inyecta en la columna de destilación. Cualquier exceso BTEX se recupera como condensado.
El agua condensada contaminada con BTEX se vaporiza y se recicla para la recuperación de BTEX, y del agua potable se descarga para la disposición. El proceso de CLEANOL+ puede proporcionar una pureza del glicol de 99.99% el proceso patentado de CLEANOL+ se puede agregar fácilmente a un sistema convencional de la regeneración del glicol. El proceso no utiliza cualquier gas externo para pelar y las descargas ningún BTEX o CO2 a través del sistema de respiradero a la atmósfera.
COLDFINGER El proceso de Coldfinger toma base en un glicol convencional unidad de la regeneración. El principio fundamental de esta tecnología es condensar y recoger el agua/los hidrocarburos a partir de la fase de vapor del reboiler y drenarlos lejos del reboiler. Un Coldfinger el condensador con una bandeja de recogida está situado en la fase de vapor del reboiler en un sistema convencional de la regeneración del glicol para lograr la pureza más alta del glicol. El agua/el condensado recogidos del condensador de Coldfinger se recoge en un acumulador de donde se bombea periódicamente en la alimentación inmóvil corriente. El proceso de Coldfinger puede alcanzar una concentración de TEG de aproximadamente 99.96 pesos. El proceso de Coldfinger hace no hacer uso del gas de desmontaje.
PROGLY El proceso de PROGLY es un sistema basado vacío. La cañería la diferencia entre este sistema y un sistema tradicional del vacío es que el vacío está aplicado a una parte muy limitada de sistema. El vacío se aplica a un recipiente que recibe el vapor directamente del reboiler, así dando una bomba de vacío reducida tamaño.
Este proceso no requiere el reboiler ser situado sobre el tanque de la oleada, como se requiere para los sistemas convencionales, por lo tanto dando más flexibilidad para el arreglo de la disposición. El proceso no requiere ningún gas de desmontaje, y un TEG la concentración de 99.9% puede ser alcanzada. El proceso se puede adoptar a un sistema convencional existente de la regeneración del glicol. Una unidad de la recuperación de BTEX se puede agregar como parte del sistema.
ECOTEG El proceso de ECOTEG es muy similar al gas de desmontaje el proceso, pero este proceso recicla el gas de desmontaje. El proceso utiliza sopladores para reciclar el gas de desmontaje y de tal modo reduce las disposiciones del vapor a la atmósfera. El ECOTEG el proceso puede alcanzar una concentración de TEG de aproximadamente 99.98%. Las gamas de concentraciones del glicol con los varios procesos del realce se enumeran en fig. 20-65.
Fig. 20-63 Organigramas de proceso simplificados de los sistemas realzados de la regeneración de TEG
Fig. 20-64 Efecto de pelar el gas sobre la concentración de TEG
Fig. 20-65 Procesos de la regeneración del glicol
OTRAS CONSIDERACIONES Bajo deshidratación convencional condiciona, 40 a 60% de el metanol en el gas de la alimentación a un deshidratador del glicol será absorbido por el TEG44. Esto agregará deber adicional del calor en el reboiler y el vapor adicional cargan en el regenerador. Las altos tarifas de la inyección del metanol y remanente del lingote pueden causar la inundación. Las pérdidas del glicol se pueden definir como remanente mecánico del contactor (normalmente 0.10 galones/MMscf para el eliminador de niebla estándar) más la vaporización del contactor y el regenerador y el derramamiento. Pérdidas del glicol, exclusivas del derramamiento, gama a partir de 0.05 galones/MMscf para a baja temperatura de alta presión gases tanto como 0.30 galones/MMscf para la presión baja, gases des alta temperatura. Las pérdidas excesivas resultan generalmente de hacer espuma en el amortiguador y/o el regenerador. Los agentes de antiespuma son utilizados a veces.
Las pérdidas de la vaporización de TEG en el contactor son mínimas a menos que la temperatura del gas se exceda sobre 120°F. Estas pérdidas son más significativas en presiones más bajas. El glicol Tetraetileno (TREG) se ha utilizado en algunos casos para reducir al mínimo el desecativo pérdidas en sistemas de la presión da alta temperatura, baja. Las pérdidas de la vaporización en el regenerador resultan típicamente de tarifas de desmontaje excesivas del gas y/o de reflujo inadecuado. Las pérdidas del glicol en sistemas de la deshidratación del CO2 pueden ser perceptiblemente más altas que en sistemas de gas natural particularmente en las presiones sobre cerca de 900 psia. Esto es debido a la solubilidad de TEG en CO2 denso de la fase. Glycerol45 es mucho menos solubilidad y se ha utilizado con éxito como desecativo en algunos sistemas de la deshidratación del CO2. El glicol llega a ser corrosivo con la exposición prolongada al oxígeno. Una manta seca del gas en el tanque de la oleada del glicol ayudará a eliminar la absorción del oxígeno. Las precauciones especiales deben ser tomadas si el oxígeno está en el gas que se deshidratará. La descomposición termal de TEG puede convertirse en un problema si TEG se calienta a las temperaturas sobre 400°F. Un pH bajo acelera la descomposición de glicoles. Las bases tales como trietanolamina, bórax, o el mercaptobenzotiazol del sodio se pueden agregar para mantener el pH, solamente ellas se deben agregar escasamente.
Fig. 20-66 Sistema desecante sólido de la torre gemela del deshidratador del ejemplo
DESHIDRATACIÓN DESECANTE SÓLIDA Hay varios desecativos sólidos que poseen la característica física para fijar el agua por adsorción del gas natural. Estos desecativos se utilizan generalmente en los sistemas de la deshidratación que consisten de dos o más torres y equipo asociado de la regeneración. Vea fig. 20-66 para un sistema simple de la dos-torre. Una torre es agua en funcionamiento de fijación por adsorción del gas mientras que la otra torre se está regenerando y se está refrescando. El gas caliente se utiliza para eliminar el agua fijada por adsorción del desecativo, después de lo cual la torre se refresca con una corriente sin calentar del gas. Las torres son cambiado antes de que en funcionamiento la torre se convierta en agua saturada. Las unidades desecantes sólidas cuestan generalmente más para comprar y para funcionar que unidades del glicol. Por lo tanto, su uso se limita típicamente a los usos tales como altos gases contentos de H2S, agua muy baja requisitos del punto de condensación, control simultáneo de los dewpoints del agua y del hidrocarburo, y casos especiales tales como contener del oxígeno gases, etc. En los procesos donde temperaturas criogénicas se encuentran, deshidratación desecante sólida se prefiere generalmente sobre la inyección convencional del metanol prevenir el hidrato y formación de hielo. Los desecativos sólidos son también de uso frecuente para la sequedad y la dulcificación de los líquidos de NGL. Los desecativos en uso comercial común caen en uno de tres categorías: Geles - los geles de la alúmina o de silicona fabricaron y condicionaron para tener una afinidad para el agua. Alúmina - una forma de ocurrencia manufacturada o natural de óxido de aluminio que es activado por la calefacción. Tamices moleculares - manufacturados o naturales los aluminosilicatos que exhibían un grado de selectividad basaron
en la estructura cristalina en su adsorción de los componentes del gas natural. El gel de silicona es un nombre genérico para un gel manufacturado de ácido sulfúrico y silicato de sodio. Es esencialmente el dióxido de silicio puro, SiO2. Se utiliza para la deshidratación del gas y del líquido y recuperación del hidrocarburo (iC5+) del gas natural. Cuando está utilizado para el retiro del hidrocarburo, las unidades a menudo se llama HRUs (unidades de la recuperación del hidrocarburo) o SCUs (unidades cortas del ciclo). Cuando utilizado para la deshidratación, el gel de silicona dará dewpoints del enchufe aproximadamente - 70° a de 80°F. El alúmina es una forma hidratada del óxido del alúmina (Al2O3). Es utilizado para la deshidratación del gas y del líquido y dará dewpoints del enchufe en la gama de - 100°F. menos calor se requiere regenerar el alúmina que para el tamiz molecular, y la regeneración la temperatura es más baja. Los tamices moleculares dan dewpoints más bajos del agua del enchufe. Los tamices moleculares son una clase de aluminosilicatos y poseen la capacidad del agua más alta, producirá los dewpoints del agua más baja, y se puede utilizar para azucarar y para secarse simultáneamente gases y líquidos. Su capacidad del agua del equilibrio es mucha menos dependiente en temperatura de la adsorción e higrometría. También son generalmente más costosas. Los deshidratadores del tamiz molecular son de uso general delante de Las plantas de la recuperación de NGL diseñaron recuperar el etano. Estas plantas funcione típicamente en las temperaturas muy frías y requiera muy seque el gas de la alimentación para prevenir la formación de hidratos. Deshidratación a a - el punto de condensación 150°F es posible con los tamices moleculares. Dewpoints del agua menos que - 150°F se puede lograr con diseño especial y parámetros de funcionamiento terminantes.
La fig. 20-67 presenta las características importantes del anuncio publicitario desecativos sólidos. La fig. 20-6846 demuestra capacidad estática del equilibrio contra higrometría. El proceso continuo requiere dos (o más) recipientes con un agua de eliminación en línea mientras que está siendo la otra regenerado. Fig. 20-67 Características desecantes típicas Desecante
Forma
Densidad a granel lb/ft3
Tamaño de partícula
Capacidad de calor BTU (libra ·°F)
Gel Alcoa de alúmina H-151
Esférico
52
1/4"
0.20
Alúmina activado Alcoa
Gel de silicona Sorbead-R
Gel de silicona Sorbead-H
Tamiz Davison del tipo -4A
Tamiz Linde del tipo -4A
Contenido de agua aproximadamente mínimo del gas efluente (ppmw)
5-10
Granular
Esférico
Esférico
Esférico
Sacado Cilindro
52
49
45
42-45
40-44
1/4"-8 acople
0.1
4-8 acople
0.25
3-8 acople
0.25
acople 4-8 o 8-12 acople 1/8" O 1/16"
5-10
5-10
0.24 0.1
0.24 0.1
Fig. 20-68 Capacidad estática del equilibrio Vs la higrometría para Desiccants43 sólido seleccionado
Fig. 20-69 Velocidad permisible para el deshidratador del tamiz del topo
Una cama se diseña generalmente para estar en línea en la adsorción por 8 a 24 horas. Cuando la cama se toma fuera de línea, el agua es quitada calentando el tamiz a 450°F-600°F, dependiendo de haber utilizado desecante y la especificación de funcionamiento. El gas de la regeneración usado para calentar la cama es generalmente una estela de gas del proceso seco. El gas de la regeneración se vuelve al proceso después de que se haya refrescado y al agua libre quitada. Cualquier fuente de calor se puede utilizar incluyendo el calor residual de los motores y turbinas. Esto es una consideración importante del diseño puesto que el calor es a menudo gastos de explotación importantes. El flujo del gas durante la adsorción es típicamente downflow. Esto permite velocidades más altas del gas (así torres de un diámetro más pequeño) desde entonces se evita la fluidificación de la cama. El flujo del gas de la regeneración es flujo ascendente durante el ciclo de calefacción. De esa manera, cualquier agua residual dejada en el desecativo estará en la tapa de la cama y no afectará al punto de condensación efluente cuando se reasume la adsorción. Además, la calefacción del flujo ascendente ayuda a pelar cualquier contaminante de tapa de la cama que amplía vida desecante. El flujo del gas de la regeneración durante el ciclo de enfriamiento puede ser flujo ascendente si el gas está totalmente libre del agua. Esto ahorra dos válvulas de conmutación por la torre que puede reducir perceptiblemente costes de capital. Si el gas de enfriamiento contiene el agua, el flujo de enfriamiento debe ser de bajo flujo a evitar cargar del desecativo en la parte inferior de la cama con agua.
Diseño La velocidad superficial permisible a través de la cama es el primer parámetro que debe ser estimado. La gota de presión a través la cama es relacionada con la velocidad superficial por una ecuación modificada Ergun47:
Ec 20-9
Los constantes para Ec 20-9 son:
Tipo de la partícula
B
C
La fig. 20-69 fue derivada de Ec 20-9 si se asume que una composición del gas y fijando DP/L igual a 0.333 PSI/pie. El diseño la gota de presión a través de la cama debe ser cerca de 5 PSI. Una gota de presión del diseño más arriba de 8 PSI no se recomienda como el desecativo es frágil y se puede machacar por las fuerzas totales de la gota del peso y de presión de la cama. Recuerde comprobar la presión la gota después de la altura de cama se ha determinado. Una vez que se estima la velocidad superficial permisible, calcule el diámetro de la cama:
Ec 20-10
El paso siguiente es elegir una duración de ciclo y calcular la masa del desecativo requerida. Ocho a doce ciclos de la hora son comunes. Los ciclos de mayor de 12 horas pueden ser justificados especialmente si el gas de la alimentación no es agua saturada. Los ciclos largos significan menos regeneraciones y una vida más larga del tamiz, pero camas más grandes e inversión de capitales adicional. Durante el ciclo de la adsorción, la cama se puede pensar en como funcionamiento con tres zonas. La zona superior se llama la zona de la saturación o del equilibrio. El desecativo en esta zona está en equilibrio con el gas mojado de la entrada. La transferencia media o total la zona (MTZ) es donde el contenido en agua del gas se reduce de la saturación al < 1 PPM. La zona inferior es inusitada desecante y a menudo se llama la zona activa. Si la cama funciona también de largo en la adsorción, la zona de la transferencia total comienza a moverse hacia fuera la parte inferior de la cama que causa una ―brecha.‖ En la brecha, el contenido en agua del gas del enchufe comienza a aumentar y alcanzará eventual el contenido en agua del gas de la alimentación cuando MTZ se desplaza totalmente.
Riegue la capacidad y la tarifa en las cuales los desecativos sólidos fijen la declinación del agua por adsorción como las edades materiales. El objeto del el diseño es instalar bastante el desecativo tales que después de tres a cinco años, la zona de la transferencia total estará en la parte inferior de la cama en el extremo del ciclo de la adsorción. En la zona de la saturación, se espera que el tamiz molecular se sostenga aproximadamente 13 libras de agua por 100 libras del tamiz. El nuevo tamiz tendrá una capacidad del equilibrio cerca de 20%; 13% representa la capacidad aproximada de un tamiz de los años 3-5. Esta capacidad necesita ser ajustada cuando el gas no es agua saturada o la temperatura está sobre 75°F. Vea fig. 20-70 y 20-71 para encontrar los factores de corrección para el tamiz molecular. Para determinar la masa del desecativo requerida en la zona de la saturación, calcule la cantidad de agua que se quitará durante el ciclo y divisoria por la capacidad eficaz.
Ec 20-11
LS = (Ss) (4) p (D2) (densidad a granel)
Ec 20-12
La densidad a granel del tamiz molecular es 42 a 45 lb/ft3 para las partículas esféricas y 40 a 44 lb/ft3 para los cilindros sacados. Aunque el MTZ contendrá un poco de agua (aproximadamente 50% de la capacidad del equilibrio), la zona de la saturación se estima si se asume que la contendrá toda la agua que se quitará.
La longitud de la zona de la transferencia total se puede estimar como sigue:
Ec 20-13
Donde: Z = 1.70 para el tamiz 0.85 de 1/8‖ para el tamiz de 1/16‖ Fig. 20-70 Corrección de la capacidad del tamiz del topo para el gas no saturado de la entrada
Fig. 20-71 Corrección de la capacidad del tamiz del topo para la temperatura
Fig. 20-72 Temperaturas de la entrada y del enchufe durante ciclo sólido típico de la regeneración de la cama desecante
Fig. 20-73 Velocidad mínima de la regeneración para el deshidratador del tamiz del topo
La altura de cama total es la adición de la zona de la saturación y de las alturas de la zona de la transferencia total. Aproximadamente seis pies de espacio libre sobre y debajo de la cama son necesarios asegurar la distribución apropiada del gas. Un segundo método utiliza Ec 20-11, pero substituye la capacidad de la saturación de 13% por una ―capacidad desecante eficaz‖ que incluya el efecto de MTZ, la temperatura, y las correcciones de la higrometría. Al usar este método, una capacidad eficaz de 8-10% se asume típicamente. Este método es adecuado para la mayoría de los cálculos del planeamiento y de la viabilidad.
CÁLCULOS DE LA REGENERACIÓN El primer paso es calcular el calor total requerido para absorber el agua y para calentar el desecativo y el recipiente. Se asume una pérdida de calor 10.
Ec 20-14
Ec 20-15
Ec 20-16
Ec 20-17
Para la determinación de la tarifa del gas de la regeneración, calcule la carga total de la regeneración de Ec 20-18.
Q tr = (2.5) (Qw + Q si + hl de Qst + de Q)
Ec 20-18
El factor 2.5 corrige para el cambio en diferencia de la temperatura (hacia fuera - adentro) a través de la cama con tiempo durante el ciclo de la regeneración. El tiempo de calentamiento es generalmente 50% a 60% del tiempo total de la regeneración que debe incluir un período de enfriamiento. Cuadro 20-72 demuestra un perfil de temperatura típico para un ciclo de la regeneración (calefacción y enfriamiento). Para los ciclos de la adsorción de 8 horas, la regeneración consiste en normalmente 4 horas de calefacción, 3 horas del 1/2 de enfriamiento y media hora para el recurso seguro y el cambiar. Para más de largo completa un ciclo el tiempo de calentamiento puede ser alargado mientras una gota de presión mínima de 0.01 psi/ft se mantenga.
Ec 20-19
La fig. 20-73 se puede utilizar para estimar el mínimo requerido velocidad para hacer frente a 0.01 PSI/pie.
COMENTARIOS GENERALES El ciclo de la regeneración incluye con frecuencia despresurización/ el represurizacion para emparejar la presión de gas de la regeneración y/o para maximizar el volumen del gas de la regeneración para encontrar criterio de la velocidad. Algunos usos, llamados oscilación de la presión la adsorción, regenera la cama solamente con la descompresión y barrer la cama con el gas apenas sobre la presión atmosférica. Los analizadores de la humedad para los contenidos en agua muy bajos requieren cuidado para prevenir daño a las puntas de prueba. Cuando están insertadas en las camas, las puntas de prueba de muestra y las puntas de prueba de la temperatura se deben instalar a alcance el centro de la fase de gas. Las torres desecantes sólidas se aíslan externamente o posiblemente internamente. El material refractario interno requiere la instalación cuidadosa y el curado, generalmente antes de que el desecativo esté instalado. Ahorra energía pero la ventaja más grande es él puede reducir dramáticamente los tiempos requeridos de la calefacción y de enfriamiento. Esto es a menudo una ventaja importante para los sistemas donde están limitados los tiempos de la regeneración. La desventaja primaria es el potencial para el gas mojado puenteando el desecativo con las grietas y los defectos en el aislamiento durante la adsorción completa en un ciclo.
Fig. 20-74 Deshidratador típico del CaCl2
Las bandejas se pueden instalar en este espacio al brince del contactor con el gas mojado (opcional)
La ayuda inferior de la cama incluye típicamente tres a cinco capas de bolas de cerámica inertes en los tamaños graduados (más pequeños en tapa). Encima de la cama, se proporciona una pantalla de la abrazadera de sujeción, cubierto otra vez con una capa de bolas de cerámica. En algunos casos, una capa de desecativo menos costoso se puede instalar en la tapa de la cama para coger los contaminantes tales como agua libre, glicol, hidrocarburos, aminas, etc. Esto puede ampliar la vida de la cama. La buena separación de la entrada de contaminantes arrastrados es absolutamente esencial para el desecativo largo vida. Puesto que los desecativos sólidos pueden producir el polvo, los filtros de 1m m están instalados con frecuencia en el enchufe de la unidad de la deshidratación para proteger equipo rio abajo. El funcionamiento de funcionamiento se debe supervisar periódicamente a ajuste la longitud de ciclo de la adsorción de modo que deshidratación adecuada se obtiene. Las pruebas de funcionamiento se programan sobre una base rutinaria, extendiéndose de la publicación mensual durante operaciones tempranas a seis meses o más de largo. El tamaño de la unidad y la frecuencia de los ciclos de la regeneración también afectan a la sincronización de las pruebas de funcionamiento.
Cloruro de calcio El cloruro de calcio (CaCl2) se puede utilizar como desecativo consumible para deshidratar el gas natural. CaCl2 anhidro sólido cosechadoras con agua para formar los varios hidratos del CaCl2 (CaCl2 · XH2O). A medida que la absorción de agua continúa, el CaCl2 se convierte a estados sucesivamente más altos de la hidración – eventual formación de una solución de la salmuera del CaCl2. 3/8 adentro. a 3/4 adentro. Las pelotillas del CaCl2 están instaladas en una cama fija como una torre desecante seca. El flujo del gas es flujo ascendente. Los diseños más eficientes utilizan 3-4 bandejas debajo
de la cama sólida pre-entran en contacto con el gas con la solución de la salmuera. Esto quita una porción del agua del gas antes de contacto con el CaCl2 sólido y aumenta la unidad capacidad. Una tal unidad se demuestra en fig. 20-74. El CaCl2 sólido cerca de la parte inferior de la cama fija será típicamente CaCl2 · 4H2O o CaCl2 · 6H2O y el CaCl2 en la tapa de la cama fija sea CaCl2 anhidro o CaCl2 · H20. De esta manera el gas entra en contacto con un CaCl2 sucesivamente más seco mientras que fluye hacia arriba y en teoría deja la cama fija en equilibrio con el CaCl2 en la tapa de la cama. Los contenidos en agua del enchufe de 1 lb/MMscf se han alcanzado con los deshidratadores del CaCl2. La capacidad típica del CaCl2 es 0.3 libras de CaCl2 por la libra H20. Las velocidades superficiales de la cama son 20-30 ft/min y la longitud al cociente del diámetro para la cama debe ser por lo menos 3 a 4: 1. Los deshidratadores del CaCl2 pueden ofrecer una alternativa viable al glicol unidades en pozos de gas secos de tarifa reducida, alejados. El CaCl2 debe ser cambiado hacia fuera periódicamente. En capacidad baja - las unidades de la alta tasa esto pueden ser tan a menudo como cada 2-3 semanas. La disposición de la salmuera plantea aspectos medioambientales. Además, bajo ciertas condiciones Las pelotillas del CaCl2 pueden enlazar juntas para formar un puente sólido en porción de la cama fija de la torre. Esto da lugar a la canalización del gas y funcionamiento pobre de la unidad.
DESHIDRATACIÓN DE REFRIGERACION La deshidratación del gas natural se puede también alcanzar por la refrigeración y/o criogénico procesando abajo - 150°F en presencia de protección del hidrato y del helada del metanol. Las corrientes condensadas del agua y del metanol decantado en el proceso frío puede ser regenerado por la destilación convencional o por a el proceso patentado llamó IFPEX-1®.
En el proceso de este último ilustrado en forma esquemática en la fig. 20-7548 una corriente de resbalón de las tiras saturadas agua del gas de la alimentación esencialmente todo el metanol en el agua decantada fría del metanol fluya originar en el proceso frío en las condiciones del gas de la alimentación para recircular el metanol al proceso frío. El agua la corriente que sale del separador contiene generalmente menos de 100PPM de metanol. No se requiere ningún calor para el proceso y ninguna expresión atmosférica ocurre.
DESHIDRATACIÓN POR MEMBRANA (PERMEADO) Las membranas se pueden utilizar para separar componentes de la corriente del gas en gas natural tal como agua, CO2 e hidrocarburos según sus permeabilidades. Cada componente del gas que entra en el separador tiene una tarifa característica de la impregnación que sea una función de su capacidad de disolver adentro y de difundir a través de la membrana. La fuerza impulsora para la separación de un componente del gas en a la mezcla es la diferencia entre su presión parcial a través la membrana. Como presurizado el gas de la alimentación fluye en el metal cáscara del separador, el componente rápido del gas, tal como agua y CO2, empapado a través de la membrana. Este permeato es recogido en un de presión reducida, mientras que no-impregne fluya, es decir, el gas natural seco, hojas el separador en a una presión levemente más baja que la alimentación. La cantidad de metano y de otros componentes del gas natural en permeato la corriente es dependiente en gota de presión y superficie de las membranas. Sin embargo, 5-10% de la alimentación la corriente es una figura realista. La deshidratación por la impregnación de la membrana por lo tanto se considera normalmente solamente para las plantas eso puede hacer uso del combustible de gas natural de la presión baja.
Fig. 20-75 Ejemplo IFPEX-1 Organigrama de proceso de la deshidratación
DESHIDRATACIÓN LÍQUIDA Muchas corrientes líquidas se deben deshidratar para permitir más lejos requisitos del proceso o de la reunión de una cadena de dirección al consumidor directo. El propano comercial debe ser seco antes incorporando el mercado del combustible para evitar congelación de problemas como el líquido se vaporiza en las temperaturas debajo del hidrato señale, o aún debajo del punto de congelación de cualquier agua libre que puede estar presente. La cantidad de agua que puede estar en la solución con el líquido ligero del hidrocarburo es muy pequeña, incluso en el punto de saturación. La sequedad eficaz a los niveles muy bajos de la humedad se requiere generalmente. La solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos se presenta en fig. 20-2. El nivel máximo deseado de la humedad para el propano comercial es el ppmw aproximadamente 10. Sin embargo, los líquidos expuestos a las temperaturas criogénicas requieren virtualmente todos se quite la humedad. El contenido en agua en líquidos ligeros del hidrocarburo puede ser determinado usando métodos recomendados en la publicación de GPA 2140 (métodos del bromuro del cobalto o de la válvula del helada), o electrónico los instrumentos diseñaron indicar el contenido de agua directamente.
DESMONTAJE DEL GAS Un método simple de deshidratar los hidrocarburos líquidos es desmontaje actual contrario con un gas seco. Este método se utiliza actualmente para secar el condensado producido costa afuera antes de la exportación de la plataforma de la producción. El contactor trayed generalmente.
Las tarifas de desmontaje del gas dependen de la tarifa condensada, la cantidad de agua arrastrada en el condensado, temperatura del separador y presión. Las ventajas de este proceso son simplicidad y bajo capital coste. Las desventajas incluyen el requisito para una corriente seca del gas natural, y el desmontaje coincidente de algunos de los hidrocarburos volátiles del condensado. El gas de desmontaje puede recíclese a la unidad de la deshidratación del gas o puede ser utilizada como gas de combustible.
DESHIDRATACIÓN DESECANTE SÓLIDA Varios procesos desecantes sólidos están disponibles secar los hidrocarburos líquidos. La velocidad líquida es generalmente 3-5 ft/minute a través de camas desecantes sólidas con un recorrido mínimo por lo menos de 5 pies a asegurar buena distribución. La dirección del flujo puede ser flujo ascendente o downflow en el ciclo de la adsorción. El cuidado especial se debe admitir diseñando las ayudas de la cama adentro los recipientes líquidos del deshidratador para prevenir pérdida desecante, daño desecante, y para asegurar la distribución apropiada. Capas de de cerámica las bolas están instaladas en tamaño de disminución de la ayuda pantalla. Los tamaños de la bola de la ayuda pueden variar con el tipo y el tamaño del desecativo sólido usados pero las capas de bolas de la ayuda se deben nunca graduar de tamaño más de dos veces el diámetro de las bolas que son apoyadas. La regeneración de camas desecantes sólidas es muy similar a deshidratadores del gas con las excepciones siguientes: · El tiempo de drenaje y de relleno del líquido debe ser dado un plazo.
· El ejercer presión sobre y el despresurizado se deben hacer cuidadosamente a evite el movimiento de la cama. · El enfriamiento adecuado de la cama se requiere antes de reingreso líquido para reducir al mínimo destellar. Es importante prevenir el movimiento de las partículas de la cama para prevenga el agotamiento que requeriría el reemplazo prematuro. También, las partículas de polvo desecantes pueden causar rio abajo tapar, daño de equipo, y mantenimiento excesivo del filtro. Líquido y las velocidades del vapor deben ser controladas cuidadosamente y el destellar de los líquidos o de las tarifas aceleradas de la purga que ―levantarían‖ o ―flote‖ todos o las porciones de la cama debe ser evitado. La vida de la cama desecante puede ser ampliada haciendo varios o todos de las actividades siguientes: · Evite que las partículas desecantes se muevan. · Guarde los contaminantes fuera de la porción de deshidratación de acueste contra la corriente condicionando o proporcionando un sacrificatorio capa de desecativo menos costoso a actuar como colector de cualesquiera compuestos tales como amina, glicol o aceite. · Evite el recalentamiento de la cama para reducir la formación de carbón durante el ciclo de la regeneración. · Analice la calefacción/la temperatura de enfriamiento de la regeneración los ciclos para reducir al mínimo el tiempo la cama están en las temperaturas elevadas. Esto también reducirá al mínimo necesidades energéticas. Una calefacción típica/un ciclo de enfriamiento de la temperatura de la regeneración el diagrama se demuestra en fig. 20-72, con una descripción de la etapa actividades. Hay típicamente cuatro (4) etapas distintas en un ciclo normal:
Etapa de la cama-calefacción de la etapa 1-First Etapa de la etapa 2-Desorption Etapa de la cama-calefacción de los 3-Second de la etapa Etapa de la etapa 4-Bed-cooling Por un periodo de tiempo después de la fuente de calor se introduce en una cama desecante que es deshidratada, la cama se debe calentar a una temperatura donde el agua comenzará a ser deabsorbida (la etapa 1). Como se deabsorbe el agua (la etapa 2), la temperatura de la cama se levantarán generalmente solamente algunos grados porque la regeneración el calor del gas se utiliza para proporcionar el calor de la vaporización del agua que es quitada. La terminación de la desorción del agua la etapa es caracterizada por un aumento rápido en temperatura de la cama medido como la temperatura del enchufe. A este punto la calefacción puede ser continuado mientras que la calefacción de la cama continuará de calor residual en el ciclo de calefacción (etapa 3). Como el sin calentar la corriente del gas de la regeneración continúa pasando a través de la cama, la cama será refrescada (la etapa 4). En las presiones ambiente cercanas, regeneración del gel de silicona y el alúmina puede ser realizado en el tamiz molecular 300°F. requiere 500-550°F mantener el potencial bajo del punto de condensación, y las temperaturas más altas pueden aumentar vida desecante proporcionando un retiro más completo de hidrocarburos fijados por adsorción. Los datos de la capacidad y de funcionamiento para los nuevos desecativos sólidos son presentado generalmente basado en una prueba estática. Bajo condiciones de funcionamiento (dinámicas) los datos de funcionamiento pueden estar perceptiblemente diferente. La capacidad eficaz en las condiciones de funcionamiento es típicamente cerca de una mitad de la capacidad en el equilibrio (estático) condiciones para la mayoría de los desecativos sólidos. Esta característica de funcionamiento debe ser considerada al diseñar un
sistema de la deshidratación y puede ser influenciado por diseño cuidadoso y buen control de los parámetros de funcionamiento tales como temperaturas, contaminante niveles, ciclos de la regeneración, y selección desecante. Los fabricantes desecantes sólidos se deben consultar para el más actual criterios de la información y de diseño de producto.
TAMIZ MOLECULAR El tamiz molecular no se utiliza normalmente para la deshidratación líquida porque el nivel requerido de retiro del agua es generalmente moderado y el coste del tamiz molecular es considerablemente más que otros tipos de desecativos convenientes, tales como alúmina activado. Sin embargo, en los casos extremos donde el contenido de agua del el líquido se debe guardar en una concentración inusualmente baja, molecular el tamiz debe ser considerado. El tamiz molecular se puede utilizar para quitar al otro undesirable compone, por ejemplo H2S, LECHUGA ROMANA, mercaptanos, etc., del líquido corrientes. La deshidratación puede ser una ventaja secundaria de usar esto tipo de tratar método. Refiera a la discusión del tamiz molecular para la deshidratación del gas a otra parte en esta sección para más información.
ALÚMINA ACTIVADO Hay varios tipos de alúmina disponibles para el uso como a desecativo sólido. El alúmina es ampliamente utilizado para las corrientes líquidas de sequía del producto después del gas que procesa, tratando, o fraccionamiento.
La mayoría de los desecativos del alúmina producirán un punto de condensación abajo - 100°F si está aplicado correctamente. El alúmina tiende a fijar los hidrocarburos por adsorción pesados que son difíciles de quitar durante la regeneración. El alúmina es alcalino y está conforme a la reacción con el mineral ácidos que se encuentran en algunos líquidos que tratan bien. El diseño de un sistema líquido desecante sólido de la deshidratación es similar a un sistema de la deshidratación del gas. Un desecativo eficaz la capacidad de 4-5 se utiliza típicamente en diseño líquido del deshidratador.
CLORURO DE CALCIO El cloruro de calcio se utiliza como desecativo consumible. Sólido el cloruro de calcio combina con agua para formar una solución de la salmuera. A partir una a dos libras de agua se pueden absorber por una libra del cloruro de calcio. Los deshidratadores líquidos grandes del CaCl2 están generalmente funcionado en una serie que se puede invertir con una humedad supervise localizado entre las camas. De esa manera cuando el plomo se agota se produce la cama sacrificatoria, ninguÌ•n producto mojado la cama agotada del CaCl2 entonces se recarga y los recipientes se invierten en servicio. El tamaño de la cama se puede estimar usando una velocidad superficial de 3-5 ft/min y un L/D de 2.5 a 4: 1. La deshidratación del cloruro de calcio ha llegado a ser menos popular porque del problema ambiental de disponer del producido salmuera.
DESTILACIÓN GNL mojado se puede deshidratar por la destilación en diseñado especialmente columnas del fraccionamiento. Será suficiente generalmente retirarse un destilado líquido secundario tres a fraccionamiento cuatro bandejas debajo de la tapa de la columna de destilación para asegurar un seco producto. El agua en la alimentación de NGL se pasa por encima y se decanta en el tambor de reflujo de arriba mientras que se vuelve el reflujo a la tapa de la columna. Algunos costes adicionales serán requeridos para el retiro líquido secundario y el enfriamiento, pero éste todavía pueden sea la manera más rentable para alcanzar la deshidratación de los productos del LPG del propano y/o del butano a la sequedad adecuada especificaciones. El producto de las partes inferiores de la destilación debe sea completamente seco.
