FIG. 20-8
FIG. 20-8 Effective Water Content of H 2S in Natural Gas Mixtures Mixt ures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-9 Effective Water Content of CO2 in Natural Gas Mixt Mixtures ures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-8 Effective Water Content of H 2S in Natural Gas Mixtures Mixt ures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-9 Effective Water Content of CO2 in Natural Gas Mixt Mixtures ures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-10 Effective Water Content of H 2S in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-11 Effective Water Content of CO 2 in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures
FIG. 20-4 Water Content of Hydrocarbon Gas
FIG. 20-3 Water Content of Hydrocarbon Gas
FIG. 20-19 Pressure-Temperature Curves for Predicting Hydrate Formation
REDUCCIÓN DEL PUNTO DE ROCÍO DEL GAS CON LA TEMPERATURA DEL GLICOL
DIAMETRO DEL ABSORBEDOR
Deshidratación del gas natural por absorción La absorción es una operación unitaria que estudia la separación de uno o varios componentes(agua) de una mezcla gaseosa por disolución en un liquido higroscópico(glicol). El gas que ha sido deshidratado no debe condensar líquidos aguas abajo del sistema. La función principal del proceso es evitar que esto ocurra.
ASPECTOS GENERALES DE LA DESHIDRATACIÒN DEL GAS NATURAL
Deshidratación del gas natural
Agua absorbida por el CO2 contenida en una mezcla de gas natural
Curvas de presión-temperatura para la predicción de hidratos
Propiedades físicas de algunas variedades de glicol.
Reducción del punto de rocio del gas con la temperatura del glicol
Número de platos reales para el TEG al 98.70% p/p a 100 F °
Tamaño de los absorbedores. Curva de Sivalls
•
Se dispone de 100MM de pcdn de gas natural de gravedad especifica de 0.70 a una presión de 1000 lpcm y 110 F, el cual debe ser deshidratado con TEG del 98.7% p/p hasta un punto de rocío de 35 F. Si la tasa de circulación del TEG es de 3 gal/lb H 2O. Calcúlese:
a) La temperatura a la cual se formaran hidratos en el gas, a las condiciones originales. b) Contenido de agua en el gas que llega a la planta. c) Descenso del punto de rocío. d) Cantidad de agua que queda en el gas deshidratado. e) Cantidad de agua que se debe remover del gas natural. f)
El número de platos reales de la torre de absorción.
g) El diámetro del absorbedor.
Curvas de presión-temperatura para la predicción de hidratos
Salida de gas
Cubierta Plato perforado
Entrada de liquido
Vertedero
Torres de absorción en múltiples etapas en contracorriente
Espuma Derramadero
Entrada de gas
Salida de liquido
Reducción del punto de rocio
•
Punto de rocío: es la condición de presión y temperatura a l a cual se forma la primera gota de liquido.
•
Punto de rocío al agua: temperatura a la cual el vapor de agua se condensa de la mezcla gaseosa, a una presión determinada.
•
Punto de rocío a los hidrocarburos: para una presión determinada, es la temperatura a la cual se inicia la condensación de los hidrocarburos de la mezcla gaseosa.
Calcúlese el numero de platos reales, el numero de platos ideales, el rendimiento de la columna de absorción, el diámetro del absorbedor para los siguientes requerimientos: Caudal del gas natural = 20 MMpcnd. Gravedad especifica del gas natural = 0.7 Presión de operación = 1000 psia Máxima presión en la columna de absorción = 1400 psia Temperatura del gas natural a la entrada = 100 °F Contenido de agua del gas deshidratado = 6 lb H2O/MMpcn Resolución: Suponer una tasa de circulación del Glicol = 3 gal TEG/lb H2O Concentración del TEG = 99.70% TEG =
+
/
W= 60.4 lbs/MMpcn
De la figura No. 1-2a, el punto de rocío para el gas natural a la salida de la columna de absorción es = 24°F Descenso del punto de rocío= 100 – 24 = 76°F La cantidad de agua a remover del gas natural es =(20/24)(60.4 – 6.0) = 45.3 lb/hr De la Fig. No. 4-10, curva de Sivalls obtenemos el Diámetro = 31 pulgadas Diámetro del absorbedor redondeado D= 36 pulgadas
Dela Fig. No. 2-25 obtenemos el numero de platos reales = 4.5 platos Número de platos reales redondeado = 5 platos
∙
=
1
+
=
.
∙( .
( .
· .
· . )
)
= 0.9624=96.24%
.
Datos e equilibrio del gas natural a 100°F y 1000 psig Temp. rocío, °F
-10
12
30
40
47
51
% TEG
99.6
99.0
98.0
97.0
96.0
95.0
Lb H2O/MMpcnd
1.1
3.2
6.3
9.0
11.7
13.3
Curva de equilibrio del gas natural y el TEG a 100°F y 1000 psia
n c p M M / O 2 H b L
Salida de gas
Cubierta Plato perforado
Entrada de liquido
Vertedero
Torres de absorción en múltiples etapas en contracorriente
Espuma Derramadero
Entrada de gas
Salida de liquido
Cuspide de la columna de absorción: 6 lb H2O/MMpcn 99.7% TEG
Base de la columna de absorción: 60.4 lb H2O/MMpcn 96.24% TEG
Número de platos teóricos = 1.56
(Método Mc Cabe y Thiele)
Especificaciones para un separador vertical
Presión psig
1000
Tamaño diámetro plg
Tubería de Caudal del entrada gas y salida MMpcnd del gas, plg
Presión psig
Tamaño diámetro plg
Caudal del gas MMpcnd
Tubería de entrada y salida del gas, plg
16
3.9
2
16
4.2
2
20
6.1
3
20
6.5
3
24
8.8
3
24
6.5
3
30
13.6
4
30
15.3
4
36
20.7
4
36
23.1
4
42
27.5
6
42
31.0
6
48
36.9
6
48
40.5
6
54
46.1
6
54
51.4
6
60
57.7
6
60
62.3
6
1200
Temp, °F
sg TEG
µ, cp
Cp, Btu/lb°F
K, Btu/hr pie °F
50
1.134
88
0.485
0.14
75
1.123
56
0.500
0.138
100
1.111
23
0.52
0.132
125
1.101
15.5
0.535
0.130
150
1.091
8.1
0.55
0.125
175
1.080
6.1
0.57
0.121
200
1.068
4.0
0.585
0.118
225
1.057
3.1
0.60
0.113
250
1.034
1.9
0.635
300
1.022
1.5
0.65
•
El gas natural cuya composición es la siguiente: CH4=80%, C2H6=5%, nC4H10=0.5%, N2=2% y H2S=8.5% se encuentra a 1000 psia y 100 F. Calculese el contenido de agua en el gas natural .
•
W= Contenido vapor de agua en el gas ácido.
•
yHC= Fracción molar de los hidrocarburos en el gas natural.
•
WHC=Contenido de agua en el gas natural dulce.
•
yco2= Fracción molar del dióxido de carbono en el gas natural.
•
Wco2=Contenido de agua en el CO2.
•
yH2S= Fracción molar del sulfuro de hidrogeno en el gas natural.
•
WH2S=Contenido de agua en el H2S.
•
yHC=0.80+0.05+0.015+0.005+0.02=0.89
•
yco2=0.025
•
yH2S=0.085
•
De la figura 5-4, WHC= 59 lb H2O/MMpcn
•
De la figura 5-5, WCO2= 67 lb H2O/MMpcn
•
De la figura 5-6, WH2S= 150 lb H2O/MMpcn
•
Reemplazando en la ecuación anterior:
•
W= (0.89).(59+(0.025)(67)+(0.085)(150)= 66.9 lb H2O/MMpcn de gas natural.
Ql=Calor sensible para el glycol, Btu/hr QW=Calor de vaporizacion del agua, Btu/hr Qr =Calor para vaporizar el reflujo en el absorbedor, Btu/hr Qh=Calor perdido en la caldera y en la sección de agotamiento, Btu/hr
