Tratamiento de GN Tema 1

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TEMA 1. 1. Contenido de impurezas en el gas natural 1.1 Determinación del contenido de agua en el gas. Punto de Rocío 1.2 Hidratos y su prevención 1.2.1 Formación de hidratos 1.2.2 Calentadores indirectos 1.2.3 Inyección de metanol 1.2.4 Inyección de glicol 1.2.5 Comparación entre los diferentes métodos

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CONTENIDO DE IMPUREZAS EN EL GAS NATURAL El gas natural y condensado asociado son a menudo producidos saturados con agua desde el yacimiento. Adicionalmente, el gas y condensado a menudo contienen CO2 y H2S, los cuales requieren ser removidos. Es normal que en el gas natural exista agua en estado de vapor. La cantidad de vapor de agua que los hidrocarburos gaseosos pueden transportar se mide con equipos adecuados llamados medidores del punto de rocío. Es obvio, que este parámetro se puede referir tanto a los hidrocarburos líquidos como al agua.

¿ Porque es necesario remover el agua del gas natural? 1. Se previene la formación de hidratos en facilidades de procesamiento y transporte. 2. Se evita perdida de capacidad de los gasoductos por condensación del vapor de la agua http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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3. Se previene la corrosión de la infraestructura de manejo de gas por condensación de agua en presencia de gases ácidos 4. Se cumple con las especificaciones de contenido de agua en el gas establecido en los Convenios contractuales con los clientes Estos problemas pueden ser prevenidos por deshidratación del gas. La deshidratación es el proceso usado para remover el agua del gas natural. Los métodos utilizados incluye: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Deshidratación por Absorción usando desecantes líquidos Deshidratación por Adsorción usando desecantes sólidos Deshidratación con cloruro de calcio Deshidratación por enfriamiento directo Deshidratación por compresión y seguido de enfriamiento Deshidratación por membranas permeables Deshidratación por refrigeración

Los método 1 y 2 son mas utilizado y serán tratados en el desarrollo del curso mientras que los métodos 3 al 7 son utilizados en menor escala http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA Métodos químicos son: Karl Fischer, Bromuro de Cobalto y Nitrito de Magnesio. De estos métodos el más comúnmente utilizado consiste en la absorción del agua en una solución de etilenglicol y luego titular la muestra con reactivo Karl Fischer. Métodos físicos son: • Los que utilizan espejos muy pulidos en donde se puede apreciar la aparición de la primera gota de agua al enfriar el gas • Espectros de absorción – infrarrojos • Soluciones electrolíticas • Medición de la conductancia de una solución orgánica Los métodos físicos se fundamentan luego de hacer circular a través de ellos un volumen determinado de gas. Los métodos indicados anteriormente no son precisos cuando se desea detectar el contenido de agua a nivel de partes por millón. http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1


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Equipo para determinar punto deTester rocío Tipo Bureau of Mines Dew Point El método más comúnmente utilizado es el BUREAU OF MINES DEW POINT TESTER, pero su aplicación está limitada a aquellos gases cuyo punto de rocío del agua no sea menor que la temperatura a la cual pudiese condensar algún otro componente del gas. La precisión de este método es ± 1.2 lbs. de agua/MMPCN. humedad tipo El analizador de DUPONT compara los cambios de frecuencia de vibración de dos cristales de cuarzo recubiertos con una capa de material higroscópico. Cada cristal absorbe y des-absorbe en forma alternada vapor de agua, lo cual resulta en una diferencia de masa que incide en la frecuencia de oscilación de los cristales. La precisión de este método puede estar en el rango de 0-2500 ppmv de agua. http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1


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MEDIDO DE PUNTO ROCÍO TIPO BUREAU OFDE MINE Descripción del aparato El instrumento posee una cámara de presión para contener la muestra y válvulas de entrada y salida que controla el flujo. En uno de los extremos de la ventana plástica, permite observar el interior de la cámara y el espejo, donde ocurre la condensación. El espejo es de acero inoxidable altamente pulido ajustado por el centro a un aditamento de cobre para el termómetro. Un enfriador adosado a la base del termómetro, controla la expansión del refrigerante y la temperatura del espejo. El bulbo del termómetro esta ubicado en la parte posterior del espejo, para indicar su temperatura. En la parte superior para de laelcámara enrosca un manómetro y en el fondo existe un acoplamiento trípodese donde va colocado el equipo. Un filtro de glicol es colocado antes del medidor de punto de rocío para evitar que se depositen residuos de glicol en el espejo, cuando la muestra proviene de un deshidratador de gas con glicol; el material filtrante absorberá agua y vapores de glicol hasta saturarse, dando lugar a una medida satisfactoria. http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1


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Procedimiento para determinar el punto de rocío 1. Purgue el instrumento para impulsar todo el aire y llenar la cámara con la muestra 2. Abra la válvula de entrada y reduzca la abertura de la salida, para asegurar que existe buena presión dentro de la cámara 3. Abra periódicamente la válvula del refrigerante, permitiendo que la temperatura descienda a no mas de uno o dos grados por minuto. 4. Simultáneamente, observe el espejo hasta que este se empañe. Anote la temperatura. 5. Deje que el espejo se caliente, hasta que desaparezca la mancha. Anote la nueva temperatura 6. Repita los pasos 4 y 5. Las temperaturas de aparición y desaparición de la mancha deberían diferir en no mas de 2 ºF 7. Anote la temperatura observada, como el punto de rocío del gas.



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Determinación del contenido de agua en gases El contenido de agua saturada en un gas depende de la presión, temperatura y composición. El efecto de la composición incrementa con la presión y es particularmente importante si el gas contiene CO2 y/o H2S. La presión y/o temperatura inciden en la cantidad de agua que un gas puede retener o transportar. La Fig. 20-3, (GPSA, 1998), publicada en 1958 ha sido usada años para el diseñode deagua deshidratadores de gasel natural dulces;por en muchos ella se muestra la cantidad que puede retener gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura. A presión constante, a medida que se enfría un volumen dado de gas natural, su capacidad de retención disminuye y viceversa, cuando se calienta el gas tendrá mayor capacidad para absorber agua.


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Determinación del contenido de agua en gases dulces FIG. 20-3 (GPSA, 1998) Grafico de Mcketta



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Consideraciones importantes: 1. La figura (Grafico de McKetta) permite conocer la cantidad de agua que transporta un gas, siempre que este completamente saturado. Se mide el Lbs de agua / MMpcn, a la presión y temperatura a la cual se encuentra el gas. 2. Este contenido de agua se refiere al gas natural dulce (sin CO 2 ni H2S) y puede ser corregido por efecto de la gravedad del gas y salinidad del agua. 3. La figura “Grafico de McKetta” tiene una línea indicativa de las condiciones de presiónde y temperatura porlínea debajo de las cuales esperar formación hidratos. Esta es aproximada y se no puede debe ser usadalapara predecir las condiciones de formación de hidratos.



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Determinación del contenido de agua en gases dulces FIG. 20-3 (GPSA, 1998) Corrección por composición del gas (Cg) expresada por gravedad especifica o peso molecular W = Cg. w Corrección por salinidad del gas (Cs) W = Cs. w



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Determinación del contenido de agua en gases ácidos El contenido de agua en gases ácidos es muy compleja. Por debajo de 40% de componentes ácidos, un método utilizado para estimar la cantidad de agua que puede transportar un gas natural acido es usando las Figuras 20-8 (para H2S) y 20-9 (para CO2 ) a varios valores de presión y temperatura, es utilizando la siguiente ecuación:.

W= yHC * WHC + yCO2 * WCO2 + yH2S * WH2S Donde: y es la fracción molar del gas y W representa el contenido de agua que transporta el hidrocarburo gaseoso (Fig. 20-3), sulfuro de hidrogeno (Fig. 20-8) y dióxido carbono (Fig. 20-9), respectivamente. Nota: Las Fig. 20-8 y 20-9, solo podrán ser usadas para mezclas de gas natural que contengan H2S y CO2 que amerite aplicar la ecuación anterior. Estas no se pueden utilizar para calcular el contenido de agua que transporta dichos gases como puros. http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1


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Contenido de agua efectiva de H2S en mezclas de gas natural (Fig 20-8)



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Contenido de agua efectiva de CO2 en mezclas de gas natural (Fig 20-9)



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EJERCICIOS 1. Determine el contenido de agua saturada que transporta un gas natural dulce de gravedad especifica 0,70 a 100 ºF y 800 psia que esta en equilibrio con una salmuera 2,6 % de salinidad. 2. Determine el punto de rocío al agua de un gas a 600 psia que ha sido deshidratado a 2,8 lbs de agua/MMpcn 3. Determine el contenido de agua saturada de una mezcla de gas natural que contiene 10 % CO2 y 5 % de H2S y se encuentra a 1000 psia y 120 ºF

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FORMACION DE HIDRATOS Los hidratos son sólidos de naturaleza cristalina, parecidos al hielo que se forman por la combinación de agua con pequeñas moléculas del gas natural a determinadas condiciones de presión y temperatura. Su composición es aproximadamente de un 10% de hidrocarburo y 90% de agua; su gravedad especifica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. La mayoría del gas natural contiene sustancialmente cantidades de vapor de agua producidos por los pozos o separado de una corriente de gas asociado con petróleo. El vapor de agua debe ser removido de la corriente de gas debido a que condensara y formara liquido causando la formación de hidratos cuando el gas es enfriado desde la temperatura del reservorio hasta la temperatura en superficie. El agua liquida acelera la corrosión en los sistemas de conducción y manejo de gas. La formación de hidratos en el gas y/o en sistemas LGN puede ocasionar taponamientos en tuberías, equipos e instrumentos y generar restricciones parciales o completas en líneas de flujo. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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FORMULAS DE ALGUNOS HIDRATOS COMPONENTE CH4 C2H6 C3H8 CO2

HIDRATO CH4. 7H2O C2H6. 8H2O C3H8. 18H2O CO2. 7H2O

Las condiciones que afectan la formación de hidratos son:

1. Condiciones primarias: •

Presencia de agua libre y si el gas se enfría por debajo de la temperatura llamada de formación de hidratos.

• • •

Baja temperatura Alta presión Composición del gas


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2. Condiciones secundarias •

Energía cinética en el sistema (altas velocidades)

•• •

Mezclas (algún de agitación) Pulsaciones de tipo presión Lugares físicos en el sistema como codos, orificios, termo pozos o escamas en la línea contribuyen a la formación y aglomeración de cristales de hidratos Salinidad del agua

•

La grafica de McKetta permite estimar las condiciones de temperatura y presión a las cuales diferentes gases que contengan agua en estado de vapor, podrían formar hidratos. Los hidratos se formaran a una temperatura y presión ubicado a la izquierda de la línea de formación de hidratos y de la línea de punto de rocío del gas en cuestión. Existen otros métodos que utilizan gráficos que permiten predecir las condiciones bajo las cuales se forman hidratos. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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Predición de la presión y/o temperatura formación de hidratos de gases dulces en sartas de flujo y líneas de superficie Como ha lamencionado la presencia agua libre es esencialsepara formación deanteriormente, hidratos. El agua libre estaráde presente durante la producción y puesto que el gas en el yacimiento esta saturado con agua, un decrecimiento de la temperatura resulta en una solubilidad mas baja del agua en el gas. La temperatura de hidrato depende de la presión y composición del gas. La Figura 1 da valores aproximados de la temperatura en función de la presión y gravedad especifica del gas. Esta figura es aplicable únicamente para gases naturales dulces. Para gases agrios o ácidos puede ser usada manteniendo en mente que la presencia de H2S y CO2 incrementaran la temperatura de hidrato y reducen la presión por encima de la cual se formaran los hidratos. En otras palabras la presencia de estos gases encarece la posibilidad de formación de hidratos.


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FIGURA 1. PRESION-TEMPERATURA PARA PREDECIR LA FORMACION DE HIDRATOS EN FUNCION DE LA COMPOSICION DEL GAS


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EJERCICIOS: 1. Un gas de gravedad especifica 0.80 esta a una presión de 1000 psia. A que valor de temperatura mas baja puede alcanzar el gas sin formación de hidratos asumiendo presencia de agua libre. 2. Determine la presión de formación de hidratos de un gas que se encuentra a una temperatura de 60 ºF, que tiene la siguiente composición molar: Ci : C1 % molar: 75.0

C2 5,0

C3 4,0

iC4 3,0

nC4 2,0

N2 10,0

CO2 1,0


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Predición de la presión y/o temperatura de formación de hidratos en Medidores de flujo, placas de orificio, líneas y reguladores de presión bajo condiciones de expansión La expansión súbita en algunos de estos accesorios y equipos esta acompañada por una caída de temperatura, lo cual puede causar la formación de hidratos. En este caso se puede usar desde las Fig. 2 hasta la Fig. 6, que permiten determinar la temperatura minima inicial que permitirá la expansión de un gas como una función de su gravedad especifica.


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FIGURA 2. EXPANSION PERMISIBLE SIN FORMACION DEGRAVEDAD HIDRATOS PARA UN GAS DE ESPECIFICA 0,60


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FIGURA 3. EXPANSION PERMISIBLE SIN FORMACION DEGRAVEDAD HIDRATOS PARA UN GAS DE ESPECIFICA 0,70


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FIGURA 4. EXPANSION PERMISIBLE SIN FORMACION DE HIDRATOS PARA UN GAS DE GRAVEDAD ESPECIFICA 0,80


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EJERCICIOS: 1. Un gas de gravedad especifica 0.70 debe ser expandido de una presión de 1000 psia a 100 ºF. Determine la presión minima final para que no se formen hidratos. 2. El gas cuya composición molar se indica debe ser expandido de 2000 psia a 600 psia. Determine la temperatura minima inicial que permitirá la expansión sin formación de hidratos. Ci : C1 % molar: 75,0

C2 5,0

C3 4,0

iC4 3,0

nC4 2,0

N2 10,0

CO2 1,0

3. Un gas de gravedad especifica 0,60 es expandido de 1000 psia a 500 psia. Cual es la temperatura minima inicial que permitirá la expansión sin formación de hidratos.


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Predición de la formación de hidratos basado en la composición para gases dulces Varias correlaciones han sido establecidas para predecir la formación de hidratos para gases dulces y gases que contienen mínimas cantidades de CO2 y/o H2S. El método requiere el análisis del gas para conocer sus composición. El Método Katz, aplica en este caso y utiliza la constante de equilibrio vapor-sólido, dada por la ecuación 20-2:

Kvs = Y / Xs (Ec. 20-2) Donde: y es la fracción molar en el gas y Xs es la fracción molar en el sólido Nota: El método aplica únicamente para mezclas de gases y no para componentes puros Para determinar la Kvs para la formación de hidratos de moléculas de metano, etano, propano, isobutano, normal butano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno sesimuestran en las Figs. 20-19 aa20-25. normal en butano no forma hidratos por mismo pero puede contribuir formarElhidratos la mezcla. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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Para propósitos de calculo se debe considerar lo siguiente: • Todas la moléculas grandes para formar hidratos tienen un valor K vs infinito. Esto incluye todos los hidrocarburos como el n-Butano • Se asume que el nitrógeno no forma hidratos y también se le asigna un valor de Kvs de infinito • Los valores de Kvs son usados en una ecuación en su punto de rocío para determinar la presión o temperatura de formación de hidratos. Los cálculos son iterativos y convergen a un valor de la unidad aplicando la ecuación 20-3.

SUM = (Yi / Kvs) = 1.0


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Fig. 20-21 Vapor-Solid Equilibrium Constant for propane


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Calcule la presión de formación de hidratos a 50 F para un gas que tiene la siguiente composición molar. Aplique el método Katz que utiliza la constante de equilibrio vapor-sólido. Ci : C1 % molar: 78,4

C2 6,0

C3 3,6

iC4 0,5

nC4 1,9

N2 9,4

CO2 0,2

En el punto de rocío se debe cumplir que SUM = (Yi / Kvs) = 1.0 La presión de formación de hidratos es de 305 psia a 60 F


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Predición de la formación dealto hidratos CO2 ypara H2S gases ácidos que contienen Las condiciones de formación de hidratos para gases que contienen alto CO2 y H2S puede variar significativamente. La adición de H 2S a un gas natural dulce generalmente incrementara la temperatura de formación de hidratos a una misma presión. Un método que aplica en este caso fue desarrollado por Baile & Wichert para predecir la temperatura por alto contenido de H2S en gases naturales. El procedimiento de calculo es mostrado en la Fig. 20-27, considerando la EOS de Peng Robinson (PR). La adición de CO2 a un gas natural dulce bajara la temperatura de formación de hidratos a una misma presión. En otro orden de ideas el CO2 tiene un efecto menor en la temperatura de formación de hidratos y significativamente decrece la temperatura de hidrato, tanto para gases dulces como agrios. NOTA: Analizar el caso presentado en la Fig. 20-9 TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ http://slidepdf.com/reader/full/tratamiento-de-gn-tema-1

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Ejemplo 20-9. Estime la temperatura de formación de hidratos a 610 psia de un gas natural que tiene la siguiente composición molar, usando la Fig 20-27. Componente N2 CO2

% Molar 0.30 6.66

H2S C1 C2 C3 iC4 nC4 C5+

4.18 84.27 3.15 0.67 0.20 0.19 0.40 PM = 19.75 g.e = 0.682 TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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Caso Ej 20-9. Procedimiento: 1. Entre en la Fig. 20-27 por el lado izq. con la P = 610 psia y siga la línea hasta cortar en 4,18 % molar de H2S 2. Proceda hacia abajo hasta cortar la línea de g.e = 0,682 3. Siga la línea diagonal hasta cortar la T = 63,5 ºF 4. Aplique la corrección por C3 usando el grafico inserto a la Izq. Entre del lado izq. con % molar de H2S (4,18%) hasta

-2.7

cortar el % C3 (0,67%) y proceda verticalmente hacia abajo hasta cortar la P del sistema expresada por 10-3 y leaºF a la izq.=de la escala – 2.7 ; TH 63,5 – 2.7 = 60.8

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EJERCICIOS 1. Calcule la presión de formación de hidratos a 40 ºF de un gas cuya composición molar se vapor indica.– sólido. Aplique el método Katz que utiliza la constante de equilibrio Ci :

C1

% molar: 73,4

C2

C3

iC4

nC4

N2

CO2

H2S

6,0

3,6

0,5

1,9

9,4

0,2

5.0

2. Estime la temperatura de formación de hidratos a 500 psia de un gas con la siguiente composición molar, usando la Fig. 20-27 Ci : C1 % molar: 73,4

C2 6,0

C3 3,6

iC4 0,5

nC4 1,9

N2 9,4

CO2 0,2

H2S 5.0



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CALENTAMIENTO INDIRECTO El calentamiento indirecto puede ser aplicado en ciertas ocasiones para prevenir la formación demedio hidratos, lo cual se logra utilizando intercambiadores de calor que usen como de calentamiento agua caliente, vapor de agua, aceite caliente o sal fundida. • Calentadores de agua hasta 190 ºF • Calentadores con vapor de agua entre 220 - 230 ºF • Calentadores con aceite a 400 ºF • Calentadores con sal fundida entre 500 – 800 ºF



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INHIBIDORES DE HIDRATOS La formación de hidratos puede ser prevenida por deshidratación del gas. Sin embargo, en algunos casos la deshidratación no es practica y económicamente factible. En estos casos, la aplicación de inhibidores puede ser un métodos efectivo en la prevención de hidratos en el gas. Los inhibidores se utilizan por inyección de uno de los glicoles o metanol en de la corriente de gas, donde se combina con la fase acuosa condensada o para bajar la temperatura de formación de hidrato a la presión del sistema. Tanto el glicol como el metanol pueden ser recuperados (este ultimo regularmente no se recupera) de soluciones acuosas, regenerarse y reinyectarse de nuevo al sistema. Para servicios de inyección continua a temperaturas de – 40 ºF, uno de los glicoles usualmente ofrece ventajas económicas frente al metanol.



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En procesos de criogenia (por debajo de – 40 ºF) el metanol usualmente es es preferido debido a que la viscosidad del glicol dificulta la separación. El Etilenglicol (EG), Dietilenglicol (DEG) y el Trietilenglicol (TEG) han sido usados como inhibidores de hidratos. El mas popular ha sido EG por ser mas bajo en costo, viscosidad y solubilidad en hidrocarburos líquidos. (Ver propiedades en las Fig 20-30 a 20-41. Para ser efectivo, el inhibidor debe estar presente en muchos puntos donde el gas húmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por Ej. en plantas de refrigeración los inhibidores de glicol son típicamente aplicados en los intercambiadores de calor de tubo y carcasa, así que puede fluir con el gas a través losel tubos. el agua condensa, inhibidor presente enser la mezclade con agua yComo previene la formación de el hidratos. Laesta inyección debe de manera tal que permita una buena distribución a través de los tubos o platos cuando pase por el evaporador o intercambiador de calor operando por debajo de la temperatura de hidrato. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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La mezcla de inhibidor y agua condensada es separada de la corriente de gas a través de un separador trifásico horizontal el cual debe estar diseñado de tal manera que permita la completa recuperación de glicol diluido para su regeneración y reinyección a la corriente de gas.



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El regenerador de glicol debería ser operado para producir una solución de glicol regenerado que tendrá un punto de congelación por debajo de la temperatura minima encontrada en el sistema. Esto es típicamente entre 75 – 80% en peso de glicol.



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Consideraciones para el diseño de un sistema de inhibición de hidratos 1. El DEG normalmente no se usa a temperaturas menores a 15 ºF por su alta viscosidad y dificultad de separación de los hidrocarburos condensados. A temperaturas mayores a 20 ºF el DEG tiene menores perdidas por vaporización que EG. 2. Si no se logra una mezcla intima de gotas entre el EG y el Gas, el EG no previene la formación de hidratos. Con el MeOH no es tan critico porque parte del metanol se evapora en el gas brindando mayor protección al sistema. 3. Los glicoles diluidos se separan del gas, se reconcentran y se usan nuevamente. El MeOH es mas económico y sus perdidas por evaporación son altas. Si la corriente de gas se deshidrata mas abajo con TEG, el MeOH puede recuperarse fácil y económicamente en el tope del regenerador de TEG. 4. El EG es mas económico en caso de inyección continua y/o para inhibir grandes volúmenes de gas y líneas cortas. 5. El MeOH se co-absorbe en plantas de TEG aumentando el calor en el sistema. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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6. El MeOH puede causar corrosión al acero al carbono en el rehervidor de una planta de deshidratación con TEG. 7. El MeOH reduce la capacidad de los adsorbentes sólidos, ya que se coadsorbe. 8. Normalmente se prefiere usar EG si el consumo de MeOH es mayor a 30 gph 9. El MeOH es toxico; evite inhalar sus vapores, ingerirlo accidentalmente y contactos con la piel. Su temperatura de inflamación es de 58 ºF y se requiere almacenarlo manteniendo una capa de gas inerte en el tanque. 10. La Inyección de EG de ser de 6 – 10 gal/MMpc de gas; debe pulverizarse como niebla en el gas. 11. Antes de las boquillas de inyección, el EG debe filtrarse para retener partículas mayores a 5de micrones. 12. Colocar boquillas respaldo para asegurar la inyección de metanol por taponamientos. 13. Para temperaturas entre 30 – 40 ºF en el sistema de gas, el EG tiene un tiempo de residencia de 30 minutos; a temperaturas mayores, el tiempo de residencia es de 20 minutos sin problemas de emulsión o espuma. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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14. El glicol se pierde por arrastre en el gas, descomposición y arrastre en el regenerador. 15. La solubilidad del glicol en el hidrocarburo condensado, aumenta con el peso molecular del glicol, con la temperatura y con la concentración de glicol en la mezcla glicol-agua. Los glicoles son mas solubles en compuestos aromáticos, naftenos y parafinas. 16. Las perdidas de los glicoles son menores a 0.2 gal/ MMpc de gas



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Comparación para la selección entre etilenglicol y metanol ETILENGLICOL

METANOL

1. Se usa donde se requiere inyección continua y/o altos volúmenes de gas a Inhibir 2. No se usa a T < - 40ºF

1. Se prefiere para instalaciones temporales y bajos volúmenes de gas a inhibir 2. Puede usarse a T < - 40ºF

3. Debe dispersarse en gotas muy pequeñas para una aplicación eficiente 4. El EG se separa, regenera y vuelve a usarse 5. No se usa para proteger líneas largas > 1 Km 6. Inversión inicial alta pero bajo costo de operación

3. Por su alta presión de vapor parte del MeOH se evapora dando mejor protección al sistema 4. El MeOH puede disolver hidratos existentes en un tiempo razonable 5. Normalmente no se recupera 6. Baja Inversión inicial pero alto costo de operación

El MeOH es mas toxico y contaminante que el EG TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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CALCULO DE CONSUMO DE INHIBIDOR REQUERIDO La mínima concentración de inhibidor en la fase de agua libre puede determinarse por la ecuación de Hammerschmidt, dada por:

d =

KH * X R MW I (1 − X R )

La constante de Hammerschmidt (KH), tiene un valor de 2335 para metanol, etanol y amoniaco; para los glicoles toma un valor de 4000 Donde: MWI = peso molecular del inhibidor XR = concentración en peso requerida del inhibidor d = punto de depresión del hidrato ( d = T – T ) , donde: T = H g H temp. de hidrato y Tg del gas en el sistema ). Nota: Aplicable para concentraciones de EG superior a 60 – 70 % en peso y para concentraciones de metanol superiores a 20 – 25 % en peso.



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Para concentraciones de metanol cerca de 50 % en peso, la ecuación de Nielsen-Bucklin da una mejor aproximación:

d = −129,6 * ln( X H 2O ) Donde: XH2O es la fracción molar del agua Una vez que la concentración de inhibidor requerido es calculada por la Fig. 20-45, la masa de inhibidor requerido en la fase de agua se puede determinar según:

m I ) agua

=

X R * W H 2 O X C

−

X R

Donde: mI = masa de inhibidor XR = concentración de inhibidor requerido por el sistema XC = concentración de inhibidor disponible comercialmente



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El metanol tiene la particularidad que se vaporiza con el gas y se solubiliza en el hidrocarburo líquido. La cantidad de metanol requerido para inhibir la formación de hidratos deberá tomar en cuenta la masa de metanol que se disuelve en la fase de agua, el que se vaporiza en la fase gaseosa y el que solubiliza en la fase de hidrocarburo condensado.

m MeOH

)TOT

=

m MeOH

) AGUA

+

m MeOG

) GAS

+

m MeOH

) HC



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CASO: CALCULO DE CONSUMO DE METANOL La mínima concentración de metanol en la fase de agua libre puede determinarse por la ecuación de Hammerschmidt definida anteriormente, dada por:

d

=

2335 * X R MW I (1 − X R )

Usar la ecuación de Nielsen-Bucklin que da mejor aproximación:

d = −129,6 * ln( X H 2 O ) d = TH - TB Usar la Fig 20-45 para determinar la concentración (W% peso) de metanol Cantidad de agua entre los puntos de transferencia A y B Usar la grafica de Mcketta, Fig. 20-3 (incluir las Fig. 20-8 y 20-9 si fuera el caso) y calcular el agua condensada según: Wagua = (WA – WB)* QN TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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a) La cantidad en masa de MeOH en la fase de agua se puede determinar según:

m MeOH ) agua

=

X R * W H 2O X C − X R

b) La cantidad en masa de MeOH en la fase gas se puede determinar según:

MeOH ) gas

m

=

lbsMeOH / MMpcn W % MeOHfaseAg ua

Usar la Fig. 20-51 con las condiciones de entrega del gas y la concentración (% en peso) de metano determinada en la Fig. 20-45.



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c) La cantidad en masa de MeOH en la fase Hidrocarburo liquido condensado se puede determinar según:

n HC

=

Q HC ( BPD ) * ρ HC ( lbs / pc ) * 5, 615 ( pc / B ) M HC ( lbs / lbmol )

HC

Donde: Q NHC representan los moles hidrocarburo condensado la tasa volumétrica de de hidrocarburo condensado producido, BPD HC la densidad del hidrocarburo condensado producido, lbs/pc MHC el peso molecular del hidrocarburo condensado producido, lbs/mol • Calcular % molar de MeOH en el HC usando la Fig. 20-52



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• Calcular los moles de MeOH ( n MeOH ) HC

n MeOH ) HC

=

n HC * n MeOH / 100

• Calcular la masa de MeOH ( m MeOH ) HC

m MeOH ) HC

=

) en el HC, según:

) en el HC, según:

n MeOH ) HC * M MeOH

Donde: M MeOH = peso molecular del Metanol d) La cantidad en masa de MeOH requerido para inhibir la formación de Hidratos en el gas, según:

)total

MeOH

m

=

MeOH ) agua

m

+

MeOH ) gas

m

+

m MeOH ) HC

Gasto de MeOH requerido para inhibir la formación de hidratos:

Gasto ( galones / dia )

=

m MeOH

) TOTAL

ρ MeOH TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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CASO: CALCULO DE CONSUMO DE ETILENGLICOL (EG) La mínima concentración de EG en la fase de agua libre puede determinarse por la ecuación de Hammerschmidt, dada por:

d =

4000 * X R

MW I (1 − X R )

Donde: MW = peso molecular del EG

XI R = concentración en peso requerida del EG d = punto de depresión del hidrato ( d = TH – Tg) , donde: TTH =del temp. de el hidrato gas en sistema g

Nota: Se considera despreciables la cantidad de EG que se pierde por evaporación y el que se disuelve en el hidrocarburo condensado TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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La cantidad en masa de EG requerido en la fase de agua se puede determinar según:

X R * W H 2 O m EG ) agua

=

X C

−

X R

Donde: mI = masa de EG, lbs/dia XR = concentración de EG requerido XC = concentración de EG comercial

Gasto de EG requerido para inhibir la formación de hidratos:

Gasto ( galones / dia )

=

m EG ρ EG



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PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS GLICOLES Tratamiento deGNTema1-slidepdf.com



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EJERCICIO: Se desean enfriar 50 MMpcnd de un gas de gravedad especifica 0,70 desde 120MeOH ºF a 30 ºF . El se encuentra a 400 psia y se18usara un inhibidor o EG. Segas espera que el gas produzca Bls de condensado por MMpcn con una gravedad API de 60 y un peso molecular de 130. Calcule la cantidad de metanol de 100% o EG de 80% que se debe inyectar para inhibir la formación de hidratos.



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DESHIDRATACIÓN DE GAS CON CLORURO DE CALCIO 5/11/2018


El cloruro de calcio (CaCl2) puede ser utilizado como un desecante consumible para deshidratar el gas 2 sólido anhidro se natural. El CaCl combina con el agua para formar varios hidratos de CaCl2 .XH2O formando una salmuera de cloruro de calcio. El CaCl2 sólido en pastillas de

3/8 a ¾ ” es colocado como un lecho fijo en una torre de secado. El gas fluyen de abajo hacia arriba. El diseño mas eficiente utiliza de 3-4 bandejas por debajo del lecho sólido para realizar un pre-contacto del gas con una salmuera de CaCl2, Esto remueve una porción del agua del gas, antes de entrar en contacto con el sólido incrementando la capacidad de la torre. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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DESHIDRATACIÓN DE GAS POR ENFRIAMIENTO DIRECTO

Los gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por enfriamiento directo, ya que el contenido de agua saturada en el gas natural disminuye por descenso de la temperatura. El punto de rocío en el gas deben ser conocidos. Si el gas está saturado se condensa la primera gota. Gas a P2 y T2 E-1

Gas de proceso a P1 y T1

Agua Calor

El gas luego de enfriado es calentado para lograr que salga a la misma temperatura de entrada, pero si se va a usar a temperaturas mas bajas que la que se obtuvo con el calentamiento, se inyectan inhibidores (el mas usado es el glicol). TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL – PROF. ENDER AÑEZ


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DESHIDRATACIÓN DE GAS POR COMPRESIÓN SEGUIDA DE ENFRIAMIENTO

Los gases pueden ser parcialmente deshidratados por compresión; normalmente después de la compresión se somete el gas a un enfriamiento para remover agua del gas.

Gas de proceso Gas tratado

C-1

E-1

Drenaje de Agua

C-2

E-2

Drenaje de Agua



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Tratamiento de GN Tema 1

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