REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PP PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL “RAFAEL MARIA BARALT” PROGRAMA: INGENIERIA DE GAS
ASIGNATURA: TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
GENERALIDADES TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
REALIZADO POR:
ING. ANDREEDUIS RODRIGUEZ
CIUDAD OJEDA 2010
UNIV. NAC. EXP RAFAEL MARIA BARALT SEDE: CIUDAD OJEDA PROGRAMA: INGENIERIA Y TECNOLOGIA PROYECTO: INGENIERIA DE GAS
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Tratamiento de Gas Natural
El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un
yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su
distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos
productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el
gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como
industrial.
Proceso de Endulzamiento del Gas Natural
Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del
gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02).
Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el
Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las
soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos
componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará.
Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de
endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy
posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos
pueden alterar el normal proceso de los endulzadores. El término endulzamiento es una
traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser
“desacidificación”. El términos generales, se puede decir que la eliminación de
compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en
sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se
denomina “amargo”, el producto “gas dulce”.
Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de
eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el
contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la
perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la
tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de
hidrógeno, en primera instancia.
El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la
concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma
manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas
tratado. La diferencia molar de ambas condiciones establece la cantidad de gas ácido que
se va a extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se
deba a utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y
además económico.
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El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidad
se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que
hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros
procesos del gas depende de este.
Los procesos de Endulzamiento del Gas Natural: Este proceso se puede
realizar a través de
a.- Procesos de Absorción
b.- Procesos de Adsorción
c.- Procesos de Conversión Directa
d.- Remoción con Membranas.
a.-Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción
El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente
de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La
absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la
ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en
donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del
endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes
químicos, físicos, híbridos o mixtos.
1.-Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso los
componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo
en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce
compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales
mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión del sistema, con lo cual se
liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad
de absorción.
El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución
básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de
los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial
de C02. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la
naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal
como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría.
Endulzamiento de Gas Natural con Aminas
El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza
con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse
al número de grupos alquilos que al ser reemplazados a Hidrógenos en la molécula de
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Amoniaco . En la figura 2 se presenta un forma esquemática la estructura de una amina
primara (a), secundaría (b) y terciaria (c)
Figura 2 Estructura de las Aminas
a) representa a una amina primaria, cuya fórmula química más simple es
b) es una amina secundaria, cuya fórmula química es
c) es una amina terciaría, cuya fórmula más simple es
El grupo alquilo se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. Así,
si la molécula tiene un grupo alquilo y dos hidrógenos. Lo que indica que se ha
reemplazado un hidrógeno en la molécula de amoniaco, entonces a esta molécula
resultante se le conoce como Amina Primaria (a) en el la figura Ahora, si dos Grupos
alquilo han reemplazo a dos hidrógeno en la molécula de amoniaco, corresponde a una
Amina Secundaria (b) en la figura Si se han reemplazado todos los hidrógenos en la
molécula de amoniaco En este caso habrá una Amina Terciaria (c) en la figura 2 Es
necesario tener en cuenta, que debido a que el Nitrógeno tiene un par electrónico libre,
puede formar compuestos tetra sustituidos, donde el átomo de Nitrógeno queda cargado
positivamente, y se les conoce como amina cuaternarias.
Luego se puede señalar que las Aminas son derivadas del Amoniaco y son
simples cuando los grupos alquilo son iguales y mixtas si estos son diferentes. Todas las
Aminas son compuestos muy polares. Las aminas primarias y secundarias pueden formar
puentes de hidrógeno, las aminas terciarias puras no Pueden formar puentes de
hidrógeno, pero si los pueden aceptar Es importante hacer notar que la denominación de
Amina Primaria, Secundaria y Tercería se refiere al número de sustituyentes que tiene el
átomo de nitrógeno y no como en el caso de los alcoholes que se refiere al tipo de
carbono sobre el cual se encuentra.
En el caso de los alcoholes se tiene; alcoholes primarios si él OH está sobre un
carbono primario, alcohol secundario si se encuentra sobre un carbono secundario y
alcohol terciario si está sobre un carbono terciario. Luego para el caso de las aminas.
Resultan tres clases diferentes de aminas llamadas Aminas Primarias, Secundarias y
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Terciarias. Luego, se tiene que los tipos de aminas utilizadas en el proceso de
endulzamiento del gas natural, y sus fórmulas químicas de cada una de las aminas son:
Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural
La Monoetanolamina (MEA). Este compuesto es una amina primaria, es un
líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya formula
química es La (MEA) es la más reactiva de las Etanolaminas, y
además es la base más fuerte de todas las aminas.
La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de
gas ácido. Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Ahora si
esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, las unidades serán (lb/lbmol). Este
peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad
de transporte para los gases ácidos. Esto significa menor tasa de circulación de la MEA
para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de
alimentación.
La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas
tales, como C0S; CS2 y O2. Con todos estos compuestos se forman productos de
degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además
de instalar un sistema de recuperación. Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas
de la relación C02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido
en la corriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son los
principales problemas operacionales de la MEA.
Otro problema que se presenta es que la concentración Porcentual en relación
peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere de grandes cantidades
de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el
proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor que otras aminas en iguales
temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas por vaporización. Para mantener el
proceso de corrosión bajo, se requiere que la concentración de la solución y la carga del
gas ácido en la solución deben mantenerse suficientemente bajas que eviten la formación
de bicarbonatos y carbonatos, compuestos altamente corrosivos, que se forman por la
disociación del Ácido Carbónico.
El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el (Fe+2 , para formar Carbonato
Ferroso ,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas,
con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les
considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda
que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido
Carbónico y su posterior disociación.
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La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores al ambiente
es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es un
amina secundaría cuya fórmula química es , con un peso molecular
de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA).
La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los
cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. La DEA es
más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos.
Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por
evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y
CS2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente.
La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10%, o
más de gases ácidos.
Es eficiente a presiones de operación de 500 o más lpcm. Los procesos con DEA
han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y
35 en la relación peso sobre peso %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es
corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar
el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo con solución, que se utilizan en los
diferentes tratamientos.
La Metildietanolamina (MDEA). La fórmula química de este compuesto es
La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C02), por lo
cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción.
Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases
ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto
selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado
a presiones suficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede
obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del
sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN.
La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo,
higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La
TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción
con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es
también lenta. La fórmula química de la TEA es
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Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente Este proceso
comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo,
con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por
el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfases líquido- vapor y de
la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la
base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la
torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida
después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica.
En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya
que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones
atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar
los gases ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable,
cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de
alimentación.
Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) La eliminación del
Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno (H2S) que acompaña al gas natural, y que se
separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante
de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre
durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La
separación del (H2S) de los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de
aminas; la solución rica en (H2S) se regenera por agotamiento con vapor para
recircularse a la absorción, y el (H2S) separado se procesa en unidades donde
primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción
adecuada de (H2S) y (S02) que enseguida se hacen reaccionar en una reacción
catalítica para generar azufre elemental (S).
Endulzamiento del Gas Natural con Aminas En las figuras 1 y 2 se presenta un
diagrama de flujo de una planta de endulzamiento con Amina en ellas se puede observar:
a.- Un separador de entrada, la principal función de este separador es eliminar
los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran
hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del
gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de
contaminación al proceso de endulzamiento.
b.- El absorbedor o contactor. Este aparato esta formado por una torre donde
entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución
de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta
presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente
gaseosa y transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado,
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el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de
la eficiencia del proceso de endulzamiento.
Para calcular el diámetro del absorbedor de amina se utiliza una fórmula
especialmente deducida para ello, la cual es:
Donde Di = diámetro interno del absorbedor en pulgadas y A = área total del
absorbedor en pies cuadrados (P2) Para poder resolver la ecuación (1) se necesita
convertir en caudal de gas expresado en PCND a condiciones de operación, Luego es
necesario conocer la presión y temperatura de operación, además de la gravedad
específica o la densidad del gas.
Figura 1 Diagrama de Flujo de una
Planta de Endulzamiento de Aminas
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Figura 2 Diagrama de Flujo de una
Planta de Endulzamiento de Amina
c.- Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se
disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es
mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este
tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución.
d.- Intercambiador de Calor Amina- Amina. El principal objetivo de este aparato
es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución
pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras
que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se
recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración,
si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones.
e.- Regenerador. Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de
la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que
regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidor, que sirve para
suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas
ácido contenido en la solución rica.
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f.- Tanque de Abastecimiento. Este aparato se utiliza para almacenar la solución
pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de
concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o
concentrada la planta funciona en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta,
que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno,
perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego
se debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de abastecimiento.
g- Bomba de la Solución Pobre. Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo
cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina
pueda entrar al absorbedor.
h.- Recuperador o Reconcentrador Este aparato es como un rehervidor
adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora
y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás
elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por
el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el
recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.
i.- Regenerador. El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido
contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la
torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el
cuarto plato por debajo del tope.
j.- Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas.
k.- Enfriador de la Solución Pobre. Este es una especie de intercambiador de
calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene
una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo
denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes
ácidos. En el intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución
se enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.
2.-Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizan
por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de
la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el
calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad,
cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el
solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede
realizarse simplemente por reducción de la presión de operación.
La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y
pueden deshidratar gas en forma simultánea Una de las principales desventaja es que
incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo,
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propano y compuestos más pesados (C3+) Hay, también solventes físicos, que tienen
mayor selectividad hacía la absorción del H2S, en presencia de C02., que los solventes
químicos.
3.-Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Estos procesos
trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las
características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas
múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos,
incluso el COS; CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando
la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos
de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso.
b.- Proceso de Endulzamiento por Adsorción. Este es un proceso de
separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales
altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un
fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o
concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta
propiedad es debida a la adhesión.
En la Adsorción la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas
que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las
torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas
tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El
proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases
donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja.
En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes
afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y
C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando
lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del
agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso.
c.- Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Estos procesos se
caracterizan por la selectividad hacia él (H2S), el cual es removido en forma preferencial
por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son de importancia, para evitar
la contaminación ambiental del (H2S. El proceso opera mediante escalas redox. Aquí el
solvente es una mezcla conformada por carbonato de sodio + Ácido Antraquinón
Disulfónico (ADA)+ Metavanadato de Sodio, que actúa como activador Por lo general,
este proceso opera con presiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con
temperaturas desde 70 a 110 F Las etapas reconocidas son:
1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina
2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre
3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA
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4.- Oxidación del ADA reducida con aire.
d.- Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar para
absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas
temperaturas o disminuciones de la presión.
e.- Proceso de Endulzamiento por Membranas En la actualidad se están
utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la
ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20; H2S y C02 son altos
difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad
que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del
gas natural.
F.-Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno el proceso de
Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que
capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa.
Consecuencia de no Endulzar. La principal consecuencia de no realizar el
Proceso de Endulzamiento del Gas uno de las principales consecuencia de la presencia
de gases ácidos es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe
manejar en todas las instalaciones de endulzamiento el tipo de solución endulzadora y su
concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más
propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador,
debido a las temperaturas elevadas que se manejan.
La selección adecuada de un método, para realizar el proceso de endulzamiento
del gas natural, es de gran importancia. En realidad existen muchos procesos para la
remoción de los gases ácido de las corrientes del gas natural. Antes de seleccionar un
determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de
alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas
residual. Luego se recomienda realizar una evaluación de todos los procesos existentes,
con el objetivo de seleccionar la mejor opción. Los principales factores que se deben de
considerar para la selección de un proceso de endulzamiento con alta eficiencia son:
a.- Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente En este se refiere a la
presencia de H2S, C02, C0S, RHS, etc. Aquí se recomienda analizar en forma exhaustiva
las Normas, que Venezuela establecer, referidas a la cantidad de los gases ácidos que se
permiten en el ambiente, también las leyes internacionales del tema.
b.- Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover Con el
objetivo de seleccionar un proceso de alta eficiencia en el proceso de endulzamiento es
necesario tener un preciso conocimiento de la composición y concentración del gas de
alimentación. Existen procesos que son de alta eficiencia para la eliminación del Dióxido
de Carbono (C02), mientras que otros lo son para la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno
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(H2S) e impurezas en general. Esto es necesario hacerlo, ya que el C0S y el CS2,
reaccionan con la MEA en forma irreversible, produciendo con ello la degradación de la
solución, y por ende detienen o hace ineficiente el proceso de endulzamiento. También la
presencia de hidrocarburos líquidos y agua son problemáticos para la eficiencia del
proceso.
c.- Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar Para una mayor
eficiencia del proceso de endulzamiento es necesario conocer con un cierto grado de
precisión, el tipo y la concentración de los gases ácidos. Tal, como hay procesos de
endulzamientos que son de alta efectividad, pero en concentraciones bajas de los gases
ácidos.
d.- Especificaciones del Gas Residual. En este caso es de gran importancia
saber, donde será utilizado el gas dulce. Esto significa que no todos los procesos de
endulzamiento pueden alcanzar las especificaciones válidas para la industria.
e.- Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado. Cuando el proceso
de endulzamiento se realiza con MEA La temperatura del gas de carga varía de 50 a
150F y la temperatura del proceso varía entre 100 y 270 F, con lo cual el H2S se puede
recuperar casi el 100%, mientras que las presiones varían desde atmosférica hasta 1500
lpcm Otros factores a tomar en cuenta son Volumen del gas a ser procesado; control de la
Corrosión; Fracción molar de los hidrocarburos en el gas; requerimientos de selectividad;
Costos de operación; Especificaciones de los productos líquidos.
Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento .El
procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y
los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son:
a.- La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos.
b.- Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes
contaminantes.
c.- Costos operativos y confiabilidad del proceso.
d.- Condiciones climáticas y toxicidad del solvente o reactivo utilizado.
e.-Disposición de los subproductos.
Contaminantes del Gas Natural Los contaminantes del gas natural son varios,
por ejemplo: Agua (H20), la cual puede encontrase en forma de vapor o libre, también
dentro de las impurezas se encuentra el Nitrógeno (N2), el oxigeno (02), el monóxido de
carbono (C0) y el mercurio (Hg).
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El mercurio es particularmente dañino en los intercambiadores de calor a base de
aluminio (Al), que se utilizan en los procesos criogénicos. Proceso que se denomina
Venenos Catalíticos, los principales gases ácidos son:
a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) b.- Dióxido de Carbono (C02)
c.- Monóxido de Carbono (C0) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)
e.- Disulfuro de Carbono (CS2) f.- Mercaptanos (RSH)
Definición de Ácido Quizás para comprender la definición de gas ácido habría
que definir lo que se considera un componente ácido, para eso se tienen las definiciones
de:
Arrhenius, para el cual: Ácido es toda especie química, que en solución acuosa
produce hidrogeniones (H+) o (hidronio (H30+). Un ácido fuerte es aquella especie
química que con mayor facilidad produce hidrogeniones.
Bronsted y Lowry: Ácido es toda especie química, capaz de donar un protón.
Luego un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad dona un protón.
Lewis: Ácido es toda especie química capaz de aceptar un par de electrones un
ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad acepta un par de electrones.
Fundamentado en estas definiciones se puede saber él porque algunas de las
impurezas del gas natural son de carácter ácido. En este caso la definición de gas ácido
se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02).
Otros componentes de naturaleza ácida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un
compuesto inestable corrosivo y tóxico, que por lo general se descompone en (H2S) y
(C02).
Los Mercaptanos La fórmula general de los mercaptanos es (RSH), donde los
más comunes son el metil y el etilmercaptano, son reconocibles por su olor y el alto poder
corrosivo. Además tienen la habilidad de reaccionar con los solventes
descomponiéndoles, disminuyendo con ellos la eficiencia del proceso donde el solvente,
esta siendo utilizado. Los disulfuros de fórmula general (RS2), entre los cuales se
encuentra el disulfuro de carbono (CS2), son compuesto metaestable de baja estabilidad.
La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene
(≤ 4 ppm, v de (H2S);< 3% de (C02) y ≤ 7 lb de (H20)/ MM PCN. Si esto ocurre será
necesario remover los gases ácidos de la mezcla.
Entre las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son:
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a.- Seguridad del proceso que se realiza
b.- Control del proceso de corrosión
c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso
d.-Impedir la formación de hidratos
e.-Disminuir los costos del proceso de compresión
f.-Satisfacer las normas de gestión ambiental y
g.-Evitar el envenenamiento de los catalizadores .
Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos: Una de las principales
consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión.
Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), y
dióxido de carbono (C02). Además de la presencia de agua (H20). Estos componentes
provocan corrosión dentro de cualquier instalación. Sobre todo si es una tubería de acero,
en la cual predomina el hierro en forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del
hierro, tal como las formas naturales son la Ferrosa (Fe+2) y Férrica (Fe+3). Luego como
es natural al buscar el hierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es
catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua.
En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H2S/C02 son
menos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y la alta
concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. La
remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hace necesaria para
reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamiento y transporte de gas.
Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones
de seguridad para la salud y el medio ambiente.
Corrosión por Presencia de Gases Ácidos Este proceso de corrosión se divide:
Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO2): este tipo de
corrosión, representa uno de los principales problemas que confronta la industria
petrolera. En vista que el C02 en presencia de agua libre forma ácido carbónico (H2C03).
El ácido ataca al hierro y forma bicarbonato de hierro soluble (Fe(HC03)2), que al
calentarse libera Dióxido de Carbono (C02), mientras que el hierro forma un óxido
insoluble. Si en el medio esta presente el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) reaccionará con
este óxido para formar Sulfuro Ferroso (FeS).
Todo, esto ocasiona deterioros severos en los equipos e instalaciones
pertenecientes al área de producción, almacenaje y transporte. Debido a su bajo costo el
material de construcción mayormente utilizado es el acero al carbono, el cual es
altamente susceptible a ser corroído por la presencia de un alto contenido de Dióxido de
Carbono (CO2). Es necesario entender el proceso de corrosión por CO2 para poder
predecir, prevenir y atacar sus efectos de manera efectiva.
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Tipos de Corrosión por CO2: Ikeda ha clasificado la capa de carbonato de hierro
en la superficie del metal en tres diferentes tipos, dependiendo de las propiedades físicas
de la capa y la temperatura a la cual se forma.
Tipo I: La corrosión es homogénea y ocurre a temperaturas menores de 140ºF y
pH menores de 5, que no contribuyen a la formación de una película estable sobre el
metal. La disolución del hierro no es alta, pequeñas cantidades de (FeCO3) se forman en
la superficie y por ende el producto de corrosión no cubre enteramente la superficie, y
además tiene poca capacidad de adhesión y es arrastrado de la superficie del metal por el
fluido en movimiento, pasando a la solución.
Tipo II: La corrosión es localizada, se define para temperaturas intermedias
cercanas a los 212ºF. En este rasgo de temperatura se produce la mayor tasa de
corrosión y se observan picaduras en el metal. Simultáneamente, comienza el crecimiento
de cristales de (FeCO3), sobre la superficie del metal, creándose gran cantidad de sitios
de alta y baja densidad electrónica, de esta manera la capa de (FeCO3), será
heterogénea de lento crecimiento y porosa, los poros presentes actuarán como sitios
anódicos en el proceso de corrosión, y con ello propician la corrosión localizada.
Tipo III: Ocurre a temperaturas superiores a los 392ºF, la corrosión disminuye por
la formación de una capa delgada, compacta, adherente y de buenas propiedades
mecánicas de (FeCO3). La velocidad de disolución del hierro y la velocidad de formación
del FeCO3 son altas, de tal manera que la núcleación de cristales de FeCO3 sobre la
superficie es rápida y uniforme. Alrededor de los 392 F se observa un nuevo incremento
en la velocidad del Proceso de corrosión, el cual podría atribuirse a la formación de un
óxido de hierro, cuya fórmula es (Fe3O4), disminuyendo la estabilidad y protección de la
capa de pasivación. En general, podría establecerse que las velocidades de corrosión por
dióxido de carbono alcanzan un máximo cuando la temperatura está por debajo de
212 ºF.
Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO2.Los factores que
influyen sobre este proceso de corrosión son:
.
a.- pH de la solución: desempeña un rol importante cuando se forman capas de
carbonatos, debido a que la solubilidad de éstos disminuye a medida que el pH aumenta.
En el nivel de pH medio (4-10), la velocidad de corrosión está controlada por la velocidad
de transporte del oxidante tiende a seguir uno de los tres patrones generales.
b.- Temperatura: la formación y protección que ofrece la capa de carbonato de
hierro depende de la temperatura. La velocidad de corrosión tiende a aumentar conforme
se eleva la temperatura El aumento de la temperatura disminuye la solubilidad del CO2.
c.- Presión: La presión incrementa la solubilidad del CO2 en el agua, provocando
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la disminución del pH. y la presión parcial de CO2 influye de tal forma que la velocidad de
corrosión se incrementa en función de ésta en un orden exponencial de 0.5 – 0.8.
d.- Flujo: es otra variable muy importante en la corrosión por CO2. El flujo en
forma líquida afecta las reacciones químicas o electroquímicas en los procesos de
corrosión. Así mismo, puede contribuir a la formación de una película estable sobre la
superficie del metal por incremento de transferencia de masa, pero también puede
remover la capa protectora por erosión.
e.- Concentración: la concentración de iones inorgánicos, tales como Calcio;
(Ca+2) ; Carbonatos (C03 -2) y Ferrosos (Fe+2) en solución acuosa, determinan la
formación y composición de los productos de corrosión.
Existen también otros factores que afectan la corrosión, tales como: Dimensión del
sistema.; Régimen de flujo.; Relación volumétrica entre fases. Velocidad de los flujos.;
Características fisicoquímicas del medio.; Material expuesto. y Presencia de sólidos en el
fluido.
b. Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Este tipo de
corrosión; se presenta en la industria petrolera asociada a los pozos de producción de
hidrocarburos ácidos o gases ácidos (gases o petróleos que contienen azufre).
La presencia de este gas es posible en mayor o menor proporción en función del
yacimiento en producción. El contenido de azufre presente en el gas es producto de
ciertas reacciones químicas con mercaptanos (RHS) y disulfuros (CS2), así como
reacciones metabólicas de organismos microbianos anaerobios. El gas H2S disuelto en
agua en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo
de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de
hierro sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión general por H2S.
Además de la corrosión general, se pueden presentar otros dos tipos de corrosión
por H2S. Estos son
1.- Corrosión bajo tensión Por presencia de Sulfuro de Hidrógeno (CBTS) en
presencia de sulfuros en la cual la resistencia mecánica de los aceros, la presencia de
esfuerzos residuales y/o externos anudado a un medio sulfurado, promueven este
fenómeno. La norma NACE-MR-01-75 [19] establece criterios para determinar cuando un
medio puede ocasionar fallas por corrosión de sulfuros (FCPS), considerando que en un
sistema puede ocurrir (FCPS) cuando la presión parcial del H2S en el gas es mayor o
igual a 0,05 lpcm.
Adicionalmente la norma especifica que el material debe tener una dureza superior
a 22 Unidades de dureza (HRc) para que se considere susceptible a la corrosión bajo
tensión en presencia de sulfuros, e indica que es poco probable que en un material con
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una dureza menor a la indicada ocurra este tipo de corrosión, pero puede ocurrir corrosión
uniforme causada por H2S. La presión parcial del Sulfuro de Hidrógeno, seguramente un
poco cuestionada por utilizar el concepto de gas ideal, ya que utiliza el concepto de la ley
de Dalton, por lo tanto válida para los gases ideales, se determina por la siguiente
fórmula:
2.- Agrietamiento inducido por hidrógeno, este tipo de corrosión se simboliza
por las letras (CIH) e. Involucra la formación, crecimiento y unión de ampollas internas
producto de un mecanismo de fragilización por hidrógeno. Este fenómeno a diferencia
(CBTS) ocurre en algunos aceros de mediana resistencia que generalmente han sido
aceptados para operar en ambientes ácidos, según la norma NACE TM-01-77.Los
factores que promueven este tipo de ataque son: pH ácidos, temperatura entre 50 y 95 F,
trabajo en frío, aplicación de esfuerzos externos no necesariamente por encima del valor
de fluencia y a presiones parciales de H2S por encima de 0,015 lpcm.
c.- Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S .El gas proveniente de los
pozos de producción presenta mezcla en concentraciones variables de H2S, CO2 y Cl-.
La presencia de alguno de estos agentes, en un medio acuosos, es capaz de producir
graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o
disminuir la velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado.
Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya
que pueden formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre
sulfuro de hierro ( FeS) y carbonato de hierro ( FeCO3), lo que puede, ir en función de la
temperatura, concentración del agente corrosivo y presión, acelerar o disminuir la
velocidad de corrosión, por lo que se considera importante definir cuál de los mecanismos
de corrosión ( Por CO2 o por H2S) es el predominante, antes de determinar el
comportamiento de la velocidad de corrosión en un sistema determinado , según los
resultados obtenidos por Kane la relación entre las presiones parciales de H2S y CO2
proporciona un indicativo que permitirá determinar el mecanismo de corrosión
predominante en el sistema:
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Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas natural
se define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de
vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua
a la presión y temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede
señalar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de
hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura,
resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que provocaría
obstrucciones de importancia
.Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un procesos de deshidratación
y de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar el proceso de
deshidratación son:
- Evitar la formación de hidratos, en vista que estos componentes pueden
detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la
formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural
contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que
sirvan de transporte del gas.
Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que
se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua
líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de
agua. La gravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el agua
pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. La formación de hidratos en el gas natural,
ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de
formación de hidratos.
Lo lógico sería establecer las normas para evitar la formación de hidratos, en vista
que si estos se llegan a formar los problemas operaciones se incrementan, ya que los
hidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que se puede aplicar
para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, con los cuales se
baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos se
fundamenta en lo siguiente:
a.- Condiciones Primarias
1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del
agua en el gas o en presencia de agua libre.
2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos
3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación.
4.- Altas presiones a la temperatura de operación.
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b.- Condiciones Secundarias:
1.- Altas velocidades de los fluidos
2.- Presiones pulsantes o inestables
3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación
4.- Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos
La Formación de Hidratos en el Gas Natural, ocurre fundamentalmente, porque
la humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con los
hidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de la fuerte
reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la
Planta, se origina una importante disminución de temperatura como consecuencia de la
brusca expansión del gas, provocando la formación de hidratos, los que se cristalizan
formando hielo o una especie de nieve en la instalación.
Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcan fuertes
caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos
hidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la
utilización de dos métodos Que son : Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas.
Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura
baja.
A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la
cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor
aquella temperatura. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones.
Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta
temperaturas inferiores a 32ºF. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como
absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de
hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol.
En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de
gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales
como compresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc. La formación de hidratos en
el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de
formación de hidratos. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de
hidratos puede predecirse en forma gráfica, como también se puede determinar a través
de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar en forma aproximada la temperatura de
formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:
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En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos
predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua
del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual
podrían aparecer los problemas mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el
agua que se ha condensado.
-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de
consumo y distribución Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene,
hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida, y que
respondan al destino que, ha sido establecido para el gas.
Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de
gas, debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos
normales de gas (5- 7 lb H20/ MM PCN. Aunque, el máximo contenido de agua del gas
depende del tipo de clima, ya que en climas fríos la cantidad aceptada es 1-2 lb de H20/
MMPCN. La cantidad 5-7 lb de H20 /MM PCN, es válida para climas tropicales, con ello
se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F.
Lo que significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que
se produzca condensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura a la
cual se condensa el agua, a una presión previamente establecida
- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. Cuando el gas
será utilizado en los procesos criogénicos. La norma válida para transportar gas por una
tubería que es 7 lb H20/ MM PCN no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos
deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones
se congelara, y será un impedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos
casos la cantidad de agua permisible en el gas debe de ser mucho menor.
- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas
natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que
son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular,
por la tubería. Lo normal es que el ingeniero analice las condiciones de formación de
hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además,
si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá
una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La
magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la
temperatura a la que se encuentren.
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Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural La cantidad de agua
que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo
denominados Medidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no hace la
diferencia entre hidrocarburos líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura
del gas natural incide en la cantidad de agua que pueda retener. Si, por ejemplo la presión
es constante, a medida que se enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención
de agua disminuye.
La figura 3 (Denominada Gráfica de Mc Ketta- Webe), permite determinar la
cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de
presión y temperatura. Lo que significa, que para utilizar la gráfica se necesita conocer las
condiciones de presión y temperatura de operación, con estos valores, se transporta en la
gráfica y se determina en contenido de agua que contiene la muestra de gas analizada.
Figura 3 Contenido de agua en los
hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe
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Proceso de Deshidratación del Gas Natural Existen varios métodos para
deshidratar el gas natural. La selección de un proceso, dependerá fundamentalmente del
grado de deshidratación necesario y d la evaluación económica del proceso seleccionado.
Los procesos más conocidos son:
- Enfriamiento Directo Este proceso se lleva a cabo mediante el uso de
refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos. En estos casos se sabe,
que el contenido de agua saturada en un gas natural decrece con un aumento en la
presión o con una disminución en la temperatura. Lo que significa, que los gases calientes
saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por Enfriamiento
Directo. Por ejemplo.
Los gases que serán comprimidos por lo normal son enfriados antes de ser
transportados a las líneas de distribución. Desde luego en este proceso de enfriamiento
se puede remover agua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto,
es porque el fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar. Posteriormente, este
calor se disipa en el medio ambiente o se transmite a otro sistema, que actúa como
receptor de esa energía calorífica.
Cuando la energía calorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo.
Los fluidos refrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano y
Metano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquido que se
acumula en los equipos. De enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efecto de Joule-
Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de Joule-
Thompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuando el gas es
expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y Thompson (μ ) se
define a través de la siguiente ecuación:
- Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener el
descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se
trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H) Luego se puede concluir que el Efecto de Joule-
Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un gas que se expande a
partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de
transmisión de calor ocurren por medio de al Conducción, Conversión y Radiación La
Expansión del gas a una baja presión, como forma de enfriamiento se puede realizar a
través de dos diferentes procesos:
- Expansión Isentálpica Este proceso se utiliza cuando se necesita aumentar la
recuperación de líquidos de un gas húmedo proveniente del pozo, por lo general con alta
presión. En el proceso en flujo de gas húmedo es pasado a través de una válvula
expansora, donde la temperatura del gas disminuye, con ello se logra que una fracción de
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los componentes intermisos y pesados presentes en la mezcla de gas natural se
condensen. Luego los líquidos condensados son retirados del flujo de gas usando, para
ello un separador de baja presión. El gas frío y seco se utiliza para preenfriar la corriente
de gas húmedo que alimenta el sistema.
- Expansión Isentrópica. Este proceso se produce cuando la corriente de gas
húmedo pasa a través de un turboexpansor. En este caso disminuye, ocurre una
disminución de la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo, el cual
se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución de la
temperatura, que la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza para recuperar
líquidos del gas natural. Este es el principal principio de los procesos criogénicos. Es
necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es un proceso de mucho más
efectividad, pero los costos de instalación de equipos, son mucho mayores.
Transferencia de Calor: Este parámetro existe, siempre que hay una diferencia
de temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayor temperatura
a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de la termodinámica, esta
energía transmitida se denomina calor. Las leyes de la termodinámica tratan de la
transferencia de energía, pero siempre se refieren a sistemas que están en equilibrio, y
solo pueden utilizarse para predecir la cantidad de energía requerida para cambiar un
sistema de un estado de equilibrio a otro, por lo que no sirven para predecir la rapidez con
que puedan producirse estos cambios.
La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa los
principios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando los métodos de
análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de la transmisión del calor,
además de los parámetros variables durante el proceso en función del tiempo.
Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerar
mecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación, además
del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos de intercambio de
calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos y sus fundamentos, así
como de sus interacciones El calor puede transmitirse de tres maneras.
-Conducción de Calor Puesto que el calor es la energía de la actividad molecular,
una forma simple de transferencia, será la comunicación directa de la energía molecular a
través de una sustancia por medio de colisiones entre sus moléculas, esta forma de
transferir el calor se denomina conducción Los metales son buenos conductores de
electricidad, por tener electrones libres, y como estos electrones libres contribuyen
poderosamente a la conducción del calor, lo que hace que los metales sean excelentes
conductores de electricidad.
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- Convección de Calor. Esta es una forma de transmisión del calor de un lugar a
otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor por convección de un
cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con el cuerpo. Si el movimiento
es provocado por las diferencias de densidad debidas a la diferencia de temperatura en
las diferentes localidades del fluido, se conoce como convección natural. Si el movimiento
del fluido es provocado por un agente externo como un ventilador, se denomina
convección forzada. La transferencia de calor por corrientes de convección en un líquido o
en un gas, está asociada con cambios de presión, debidos comúnmente a cambios
locales de densidad. Un aumento de temperatura en un fluido va acompañado por un
descenso de su densidad.
- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferencia
de calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante, similar en
su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación es luminosa. En esta
forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormes antes de ser absorbida por
un cuerpo y transformada de nuevo en calo. La radiación es la transferencia de calor por
radiación no requiere ningún medio material intermedio en el proceso. La energía se
traslada desde la superficie de sol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en
energía calorífica. La radiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de
alta temperatura a un cuerpo de baja temperatura.
- Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas. El
fundamento de este proceso es entre las reacciones químicas, que ocurren entre el agua
y ciertas sustancias químicas. Lo que involucra, por lo general un proceso de alta
efectividad, cuando se aplica a la deshidratación del gas natural. Pero, el proceso de
regeneración de la sustancias puede convertirse en un proceso muy complejo. Y, desde
luego le quita la posibilidad de utilizarlo a nivel industrial. Y convierte al proceso a
condiciones de laboratorio, y se utiliza fundamentalmente para determinar el contenido de
agua en el gas natural.
Deshidratación por Absorción. Este es uno de los procesos de mayor utilidad,
en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la
corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como
superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:
1.- Alta afinidad pon el agua ,y ser de bajo costo,
2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo,
3.-Estabilidad para regeneración
4.- Viscosidad baja,
5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,
6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural
7.- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.
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Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas
natural El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene
unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casos siguientes:
Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en los equipos
permanente del manejo de gas. Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir
la formación de hidratos son de alta inestabilidad. La temperatura de operación es tan
baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas.
Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Estos componentes se encuentran
en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del
gas natural son:
1.- Etilénglicol (EG) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso
molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 ºF
2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es
de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 ºF
3.- Trietilénglicol (TEG) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El peso molecular
alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19º F
4.- Tetraetilénglico (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso
molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22º F.
Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten
obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de vapor son
menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a
temperaturas inferiores a 50 ºF, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG
se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de
refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a
20 ºF.
Los factores que influyen en la selección del glicol son:
a.- Bajo costo: El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca que
sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria.
b.- Viscosidad, un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace que los
fluidos fluyan con dificultad. Luego se requiere conocer la concentración del glicol y la
temperatura del trabajo del equipo deshidratador.
c.- Reducción del Punto de Rocío. En el momento en que el glicol absorbe agua,
disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Este proceso el Descenso del Punto de
Rocío (DPR).La reducción del (DPR) es influenciada por. La tasa de flujo del glicol;
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temperatura de contacto glicol /gas en el tope del absorbedor, eficiencia de contacto del
glicol pobre. Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a
100 ºF y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 ºF.
Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54ºF. Pero,
esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el
agua es por ejemplo 99% P/P EL (DPR) es en 90 ºF, mientras que si se utiliza (DEG) es
84ºF.
Luego estas observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera
seleccionar el tipo de glicol más apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que
se va a deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta
65ºF, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto de
Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth:
Donde: (d)= descenso del punto de rocío; (M)= peso molecular y (W)= concentración del
glicol en la fase líquida en la relación %P/P. Este es un parámetro de gran importancia, ya
que para que el proceso de deshidratación sea efectivo la concentración del glicol debe
de ser alta.
d.- Solubilidad del Glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además se
puede demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del TEG es de
quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 ºF, mientras que la del DEG es 350 ppm.
Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta.
e Presión de Vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que
permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación.
Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor
se hace más alta. Para determinar las pérdidas por evaporización se utiliza la siguiente
fórmula:
Donde: (PV) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol
(T)= temperatura de operación en F y (P)= presión de operación en lpcm.
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FACTORES DE DETERIORO DEL GLICOL
Los principales factores de deterioro son:
a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol se produce por la presencia
de los gases ácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y
excesivo calor en el horno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la
formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de
estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor
óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las
alcanolaminas. El uso de estas sustancias se fundamenta en que:
1.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua.
2.- Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio
3.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el
horno y se puede reutilizar
b.- Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el
gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar sales de los
pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los
tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas
operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de cera en los
puntos fríos del sistema, esto también produce problemas operaciones al proceso de
deshidratación.
d.- Formación de Espumas. Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del
proceso de deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica, se
considera que es mecánica, cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta
en 20 libras y el glicol removido del sistema no forma espuma. La formación de espuma
del tipo mecánico produce turbulencia.
Es decir altas velocidades del gas a través del absorbedor. El otro tipo de espuma
es de tipo químico. El espumaje tipo químico se puede detectar batiendo el glicol en una
botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico.
Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. Los
hidrocarburos pueden entrar al sistema de glicol si el separador de entrada esta dañado,
como también si se permite que la temperatura del glicol pobre este por debajo de la
temperatura de entrada del gas al separador, con lo cual se condensan los hidrocarburos
pesados en la unidad.
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En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación
pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede
utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre
la verdadera causa de la formación de espumas.
e.- Absorción de Hidrocarburos. Si el punto de rocío de los hidrocarburos es
alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de
aromáticos.
f.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol. Esto permite conocer
la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol- agua.
PASOS DE UN PROCESO DE DESHIDRATACIÓN CON GLICOL
El Etilenoglicol y el Dietilenoglicol se utilizan con frecuencia inyectados en la
corriente de gas en procesos de refrigeración y expansión, pero hay que tener en cuenta
que no pueden utilizarse a temperatura menores a 20ºF. En la figura 4 se presenta una
Típica Planta de Deshidratación con Glicol.
En ella se observa, que el gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un
depurador, entra por en fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de
al torre en contracorriente al glicol que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en
contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual hace posible que el glicol
absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco, sale por el tope
de la torre y pasa a través de un separador, en donde se separan las gotas de glicol que
pueda contener el gas.
El glicol húmedo abandona la torre por el fondo. Es de hacer notar que el glicol
húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también
absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un
tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan
y se envían al quemador del rehervidor. En general, se puede señalar que la eficiencia de
un proceso de deshidratación con glicol depende principalmente de las siguientes
variables:
1.- La Concentración del Glicol La cantidad de glicol en la torre de absorción es
una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La
importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser
controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol
depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador.
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Figura 4 Unidad de Deshidratación con TEG
b.- La Tasa de Flujo del Glicol. Las plantas de glicol por lo general utilizan una
tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG / lb de agua extraída.
c.- El Número de Platos. Este parámetro y la concentración del glicol son
variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación,
entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración
del glicol.
PRINCIPALES EQUIPOS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN CON
GLICOLES
a.-Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos
con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada.
El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se
determina a través de equilibrios dinámicos. Es una torre donde el gas cargado con agua,
se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado,
b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente
directa o indirecta. La parte principal de este aparato se encuentra en el horno. El
regenerador puede calentarse con vapores de agua, con aceite de calentamiento o fuego
directo.
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c.- Filtros En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz .Estos
equipos sirven para separar las impurezas
d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan
e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de
líquido y de un aparato para determinar la temperatura del glicol pobre.
f.- Válvulas de Expansión. En vista que, por lo general el glicol en el horno se
encuentra a presión atmosférica y en absorbedor existe alta presión, se debe de utilizar
una válvula para lograr controlar los siguientes aspectos, que son la caída de presión y el
control del nivel de glicol en el absorbedor.
g.- Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos. Es equipo se encarga de la
separación del gas y el condensado que arrastra el glicol desde al absorbedor
h.- Intercambiadores. En este aparato el glicol rico a temperatura ambiente es
utilizado para enfriar el glicol pobre que viene del horno. Para que este proceso ocurra se
utilizan intercambiadores de tubo y carcasa. El glicol rico se puede calentar hasta una
temperatura de 300ºF, mientras que el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 ºF.
El papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia,
en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de
ahorrar energía. Luego se desea obtener un equipo, que optimice el proceso, y por lo
tanto pueda ahorrar energía, en la realización del proceso con una alta eficiencia. La
optimización del proceso, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y
rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento
energético del sistema.
En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste
en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía
por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los
intercambiadores de carcasa y tubos, y su función consiste en evaluar el coeficiente
global de calor entre las dos corrientes fluidas.
Deshidratación del Gas Natural por Adsorción Este proceso describe cualquier
proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la
superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas
superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas
cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las
moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que
un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera
similar a las fuerzas de atracción magnéticas.
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Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluidos a moléculas de la
superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son
atraídas, por las moléculas de la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea
de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande.
Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño,
de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida
El proceso de adsorción puede ser físico o químico
a.- Adsorción Química En este caso los principales adsorbentes se caracterizan
por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción
tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural
b.- Adsorción Física Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y
que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de
altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de
transferencia de masa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción
física requiere del uso de un material adsorbente, que debe de tener las siguientes
características: Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán
removidos del fluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una
regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no
corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de
presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de
adsorción, mantener la resistencia mecánica.
Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Existen una
gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más
utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.
a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general
son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados
para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado
para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de
los tamices moleculares anda por el orden de los 3- 10 angstroms (3-10 A). Los tamices
moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para
los procesos criogénicos.
b.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido
de Aluminio El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de
gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en
la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es
alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy
favorables en los puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100ºF). Este material
tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica.
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c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta
conformado principalmente por Oxido de Silicio (Si02 )y se pueden obtener puntos de
rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados,
siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica
gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en
ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El
desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos.
d.- Carbón Activado El carbón activa es un producto tratado y activado
químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para
adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural,
tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural
Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción. En este proceso el
fluido al secarse es pasado a través de una torre empacada. Tal como se muestra en la
figura 5 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural por
adsorción se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, en la otra se
regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope de la torre
de adsorción. En el fondo se obtiene gas seco. El gas que deja la torre de regeneración
se enfría y se le hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e
hidrocarburos
Figura 5 Unidad de deshidratacion por adsorcion