Cap II - MttoOpPlantaDesh

8/2/2019 Cap II - MttoOpPlantaDesh

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CAPTULO 2

PLANTAS DE DESHIDRATACINDEL GAS NATURAL

2.1 TECNOLOGAS DE DESHIDRATACIN

DEL GAS NATURAL

2.1.1 Introduccin

Todo gas natural de produccin est totalmente saturado con agua en su fase de

vapor, porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Adems

generalmente el gas contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas tales

como aminas, carbonato de potasio, etc., que saturan el gas con agua. A fin de

remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por las siguientes

razones:

1. Evitar formacin de hidratos.2. Cumplir con especificaciones como gas de venta.

3. Minimizar corrosin.

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Para disear un sistema de deshidratacin se requiere informacin preliminar

tal como presin, temperatura, composicin y rata de flujo de gas. Normalmente el

gas est saturado cuando llega a la planta o cuando sale de una unidad de

endulzamiento.

Sin embargo, por lo regular la composicin de entrada se suministra en base

seca; por lo tanto, el contenido de agua del gas hmedo de entrada debe ser

determinado.

Adems, con base en la composicin hmeda, debe determinarse la

temperatura de hidrato a una presin dada, a fin de que el gas pueda ser deshidratadolo suficiente para evitar la formacin de hidratos y cumplir con la especificacin de

contenido de agua.

La cantidad de agua a ser removida del gas hmedo o el contenido de agua en

el gas seco, depende de cul de las razones 1 o 2 sea la que controla. En cualquier

caso, se establece el contenido de agua en el gas seco que sale, o el correspondiente

punto de roco por agua.

2.1.2 Contenido de agua en el gas natural

El contenido de agua de una corriente de gas saturado, se puede determinar

bien sea en forma manual o usando un programa de computador para simulacin deprocesos. El mtodo manual que ms frecuentemente se usa en la industria del gas

natural es el uso de la carta de contenido de agua de Mcketta y Wehe, que corresponde

a la Fig. 20-3 del GPSA. Sin embargo, esta carta publicada en 1,958 con base en los

datos experimentales disponibles por ese tiempo, est limitada a gases dulces y no

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debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores de 5% mol (H2S y/o

CO2).

Tanto el H2S como el CO2 contienen ms agua a saturacin que el metano o

mezclas de gas natural dulce, particularmente a presiones por encima de 700 psia atemperatura ambiente; por lo tanto, a presiones por encuna de 700 psia, se debe hacer

correccin por H2S y CO2.

Estas correcciones son significativamente ms necesarias a ms altas

concentraciones y presiones.

Para la carta de la Fig. 20-3 del GPSA la correccin por gravedad de gas nodebe usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por el efecto de ciertos

hidrocarburos no siempre es adecuada, especialmente en la prediccin de contenido de

agua a presiones por encima de 1,500 psia.

La lnea para formacin de hidratos es aproximada y no debe usarse para

predecir condiciones de formacin de hidratos.

El GPSA tiene dos mtodos simples para determinar el contenido de agua de

gases agrios. Sin embargo, el primer mtodo que consiste en un promedio aditivo de

la fraccin mol correspondiente a los contenidos de agua en los constituyentes dulce y

agrio, no es consistente y por lo tanto es inseguro.

Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas cido por debajo de

40%, mediante el uso de la siguiente ecuacin y las Figs. 20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.

W = yHCWHC + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S Ec. 2-1

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Ntese que las Figs. 20-8 y 20-9 del GPSA suministran valores para el trmino

contenido de agua "efectivo" de CO2 y H2S en mezcla de gas natural, el cual debe

usarse solamente en la Ec. 2-1. Estos no son contenidos de agua para C02 y H2S puros.

El segundo mtodo del GPSA que se basa en el uso de las Figs. 20-10 y 20-11

es ms seguro, pero tiene una aplicacin limitada a 6,000 psia y requiere interpolacin

para determinada presin entre las dadas en las cartas.

Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentracin

"equivalente" de H2S. Para propsitos de este mtodo, se asume que el CO2 contribuye

con el 75% del agua en la mezcla gaseosa, sobre una base molar como H 2S. Lossiguientes ejemplos del GPSA sirven para ilustrar el uso de las figuras y los mtodos

anteriormente descritos.

EJEMPLO 2-1

Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y

dulce a 150 F y 1,000 psia.

a. Si el gas tiene un peso molecular de 26 Ib/lbmol.

b. Si el gas est en equilibrio con una salmuera al 3 %.

Solucin:

a. De la Fig. 2-1 (@ 150 F y 1,000 psia), W = 220 Ib/ MMscf

para PM = 26(@ 150 F), Cg = 0.98

W = 0.98(220) - 216 lb/MMscf

b. De la Fig. 2-1 (@ salmuera al 3 %), Cs = 0.93

W = 0.93(220) = 205 lb/ MMscf

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EJEMPLO 2-2

Determinar el contenido de agua saturada de una mezcla 80% CH4 - 20% CO2 a

160 F y 2,000 psia. El valor experimental para el contenido de agua fue 172

lb/MMscf.

M todo Uno

De la Fig. 2-1 (@ 160 F y 2,000 psia), WHC = 167 lb/MMscf

De la Fig. 2-2 (@ 160 F y 2,000 psia), WCO2 = 240 lb/MMscf

De la Ec. 2-1, W = yHC WHC + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S

W = 0.80(167) + 0.20(240)

W = 182 lb/MMscf

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FIG. 2-1 Contenido De Agua Mtodo De Mcketta (Fig. 20-3 GPSA)

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Medicin del Contenido de Agua

Existen varios instrumentos a nivel comercial basados.... en diferentes principios para

medir el contenido de agua en el gas; sin embargo, medir contenidos de agua menores

de 20 ppm, w (partes por milln en peso) o puntos de roco menores de -40 F es muy

difcil.

2.2 HIDRATOS DEL GAS NATURAL

El hidrato es un slido complejo cristalino estable, con apariencia de hielo pero

posee una estructura diferente. Se forma en sistemas de gas o de lquidos recuperados

del gas natural (NGL), cuando el gas o el lquido est en o por debajo del punto de

roco del agua, normalmente cuando hay presencia de agua lquida sin embargo; no

necesariamente tiene que darse esta condicin, pues una vez que el gas este saturado,

el agua libre puede pasar directamente de vapor a slido sin formar lquido. La

temperatura de formacin de hidrato a una presin dada depende de la composicin

del gas.

Tradicionalmente se han reconocido dos estructuras cristalinas para los hidratos

que se forman con el gas natural llamadas simplemente Estructura I y II; en las cuales

las molculas de agua forman el enrejado, y los hidrocarburos, el N 2, CO2, y H2S

ocupan las cavidades. Las molculas ms pequeas (CH4, C2H6, CO2 y H2S)

estabilizan formando un cuerpo cbico centrado llamado Estructura I, y las molculas

ms grandes (C3H8, i-C4H10, n-C4H10) forman un enrejado tipo diamante llamado

Estructura II.

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Las molculas ms grandes que el n-C4H10 no forman hidratos de Estructuras I

y II; sin embargo, estudios recientes indican que algunas isoparafinas y cicloalcanos

ms grandes que el pentano forman hidratos de Estructura H.

Cuando se forman hidratos stos tienden a bloquear tuberas, equipos e

instrumentos, restringiendo o interrumpiendo el flujo. En tomas de presin de

medidores e indicadores, producen falsas lecturas de presin y errores de medicin.

Una vez que se forman los hidratos su remocin es bastante difcil.

FIG. 2-2 Formacin de hidratos de metano.

Contenido de Agua en la Regin de Hidrato

La Fig. 2-1 del GPSA se basa en el supuesto de que la fase de agua condensada es

un lquido. Sin embargo, a temperaturas por debajo de la temperatura de hidrato delgas, la fase condensada ser un slido (hidrato).

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El contenido de agua de un gas en equilibrio con un hidrato, ser menor que en

equilibrio con un liquido metaestable. Esto se conoce como la zona de advertencia

Warning en la Fig. 2-1 del GPSA. (zona de lneas punteadas).

La formacin de hidratos es un proceso dependiente del tiempo. La rata a la cualse forman los cristales de hidrato depende de varios factores que incluyen,

composicin del gas, presencia de sitios nucleares de cristales en la fase lquida, grado

de agitacin, etc.

Durante esta transicin (perodo de formacin del hidrato), el agua lquida presente

se denomina liquido metaestable.

Agua metaestable es agua lquida la cual, en equilibrio existir como un hidrato.

En la Fig. 20-13 se muestra el contenido de agua de un gas en equilibrio con el hidrato

y se compara con el contenido de agua metaestable.

El contenido de agua para gases en la regin de hidrato es fuertemente dependiente

de la composicin, luego la Fig. 2-1 no debe extrapolarse para otras composiciones.

Cuando se disean sistemas de deshidratacin (particularmente con TEG) para

cumplir con especificaciones drsticas de bajos puntos de roco de agua, se requiere

determinar el contenido de agua del gas en equilibrio con un hidrato usando una

correlacin como la que se presenta en la Fig. 2-1

Si se usa una correlacin metaestable, se puede sobreestimar el contenido de agua

saturada del gas a la especificacin de punto de roco, y como resultado se puede

llegar a un diseo que no puede alcanzar la remocin de agua requerida.

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Para que la inhibicin sea efectiva, el inhibidor debe estar presente en el punto

exacto en el cual el gas hmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por ejemplo,

en plantas de refrigeracin, glicol se inyecta en forma de roco a la entrada del lado de

los tubos del intercambiador gas - gas, y cuando el agua condensa, el inhibidor estpresente para mezclarse con ella y prevenir la formacin de hidratos.

La inyeccin debe ser de forma tal que permita una buena distribucin a travs

de cada tubo o placas, en intercambiadores de calor operando por debajo de la

temperatura de hidrato del gas.

Soluciones glicol - agua e hidrocarburos lquidos, pueden formar una emulsincuando se agitan o cuando se expanden de alta a baja presin como en una vlvula de

expansin JT. Para conseguir una completa recuperacin del glicol diluido para

posterior regeneracin y reinyeccin, debe hacerse un diseo cuidadoso del separador.

El regenerador en un sistema de inyeccin de glicol debe operarse para

producir una solucin de glicol regenerado, cuyo punto de congelacin est por debajo

de la mnima temperatura encontrada en el sistema. Una concentracin tpica est

entre 75 y 80% en peso. En la Fig. 20-44 se muestra el punto de congelacin para

soluciones glicol agua a varias concentraciones.

La concentracin mnima de inhibidor en la fase de agua libre se puede estimar

con la ecuacin de Hammerschmidt:

)1(

2335

11

1

XPM

Xd

= Ec. 2-2

La Ec. 2-2 no debe usarse para concentraciones por encima de 20 - 25 % peso

para metanol y 60 - 70 % peso para glicoles.

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Para concentraciones de metanol hasta 50 % peso la ecuacin de Nielsen-

Bucklin ofrece mejor precisin:

d = -129.6 ln(XH2O) Ec. 2-3

El trmino "XH2O" es en fraccin mol, no en peso por lo tanto con la Fig. 20-45

se hace la conversin de porcentaje en peso de metano1 a fraccin mol de agua.

Para concentraciones finales de EG mayores de 50 % peso y de metanol

superiores a 75 % peso, se utiliza el mtodo de Maddox et al., que aunque es iterativo

converge rpidamente y se detalla a continuacin.

Ln (XH2O * H2O) = - 2063 * (1/T 1/To) Ec. 2-4

donde, H2O = exp(C1Xi2 + C2Xi3) Ec. 2-5

Para etilen glicol:

C1 = - 83.712 + 0.11843 * T + 11119.64/T

C2 = 478.42 - 16.65*T12 - 49132.20/T

Para metanol:

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C1 = -62.898 + 2142.93/T1/2 - 17738.77/T

C2 = 119.69 - 4084.47/T1/2 + 33883.03/T

El procedimiento es como sigue:

1. Determinar To usando un mtodo para calcular temperatura de hidrato sin

inhibidor.

2. Calcular H2O a To con Ec. 2-5 para Xi dado (XH2O=

1 Xi).

3. Resolver la Ec. 2-4 para encontrar T.

4. Calcular H2O a T con Ec. 2-5.

5. Repetir desde el paso 3 hasta que los valores de T converjan con una diferencia no

mayor de 1 R.

Despus de calcular la concentracin final de inhibidor por alguno de los mtodos

anteriores, se hace un balance de materia para determinar la rata de flujo de inhibidor

requerido en la fase de agua.

RL

OHR

I

XX

mXm

=2*

Ec. 2-6

La cantidad de inhibidor a ser inyectada debe considerar no solo la requerida

para evitar congelamiento, sino la necesaria para estar en la fase de vapor en equilibrio

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y la que se disuelve en el hidrocarburo liquido. La presin de vapor del metanol es lo

suficientemente alta para que cantidades significativas se vaporicen.

Las prdidas de metanol por evaporacin se pueden estimar de la Fig. 20-51, lacual est extrapolada para valores de presin por encima de 700 psia. Con dicha figura

se puede subestimar las prdidas de metanol en la fase de vapor para altas presiones.

Para el glicol las prdidas por evaporacin son muy pequeas y generalmente se

ignoran en los clculos.

Las prdidas de inhibidor en la fase de hidrocarburo lquido son ms difciles

de predecir. La solubilidad depende fuertemente de las composiciones tanto de la fasede agua como de la fase de hidrocarburo.

La Fig. 20-52 del GPSA presenta datos experimentales de solubilidad del

metanol en hidrocarburos lquidos parafnicos como funcin de la temperatura y la

concentracin de metanol. La solubilidad del metanol en hidrocarburos naftnicos es

un poco menor que en parafnicos, pero la solubilidad en hidrocarburos aromticos

puede ser cuatro a seis veces ms alta que en parafnicos.

La solubilidad del EG en la fase lquida de hidrocarburo es extremadamente

pequea. Para propsitos de diseo se usa un valor de solubilidad de 0.3 lb por 1000

gal. (U.S.) de lquidos del gas natural (NGL). Sin embargo, arrastres o cualquier otra

prdida mecnica, pueden ocasionar prdidas totales significativamente mayores.

La concentracin final y la rata de flujo de inhibidor requerida, se pueden

tambin calcular con un programa de simulacin de procesos. Se realizan clculos de

temperatura de hidrato, adicionando inhibidor hasta que la temperatura de hidrato para

la corriente de gas se depresione por debajo de la temperatura de operacin del

sistema.

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La concentracin requerida de inhibidor pobre se fija tpicamente entre 60 y

80% peso para el EG y 100% pesa para el metanol. Si la temperatura de hidrato no

decrece cuando una cantidad grande de inhibidor se adiciona, se debe comparar contrael mtodo de Maddox et al. Si los resultados son consistentes, el paso a seguir es

incrementar la concentracin del EG. Sin embargo, es necesario ser muy cuidadoso

porque se incrementar la viscosidad.

2.3 PROCESO DE DESHIDRATACIN CON

GLICOL

Cuando la inhibicin de hidratos no es factible o prctica, se usa el proceso de

deshidratacin que puede ser con un desecante lquido o slido; aunque usualmente es

ms econmico el proceso con lquido, cuando se cumple con las especificaciones de

deshidratacin requeridas.

El glicol ms comnmente usado para deshidratacin del gas natural es el

trietilen glicol (TEG) con el cual se pueden alcanzar contenidos de agua de 4

lb/MMscf que no son posibles con otros glicoles.

Los otros glicoles que pueden usarse son el dietilen glicol (DEG) con el cual se

puede llegar a un contenido de agua de 7 lb/MMscf y el tetraetilen glicol (TREG).

Siguiendo el flujo de proceso del esquema de la unidad de deshidratacin con

glicol que se muestra en la Fig. 2-3, puede observarse que el gas hmedo que llega a

la unidad pasa por un separador que comnmente est integrado al fondo de la torre

contactora o absorbedora, y entra por el plato de fondo.

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El glicol regenerado se bombea al plato de cima de la torre absorbedora y a

medida que fluye hacia abajo, va absorbiendo agua del gas que fluye en

contracorriente desde el plato de fondo.

Por el fondo de la absorbedora sale una mezcla agua - glicol rico que pasa por

el serpentn condensador de reflujo y va al tanque "flash", en el cual se separa la

mayor parte del gas disuelto.

La mezcla acuosa de glicol pasa por el intercambiador de calor glicol rico -

glicol pobre y va a la torre regeneradora en la cual, el agua absorbida se destila del

glicol por aplicacin de calor, a presin muy cercana a la atmosfrica.

El glicol pobre regenerado fluye a travs del intercambiador de calor glicol rico

glicol pobre y se recicla con bomba a la torre absorbedora, mediante enfriamiento

previo.

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Fig. 2-3 Diagrama de flujo de proceso

Unidad de deshidratacin con glicol

Fuente: GPSA (Gas Processors Suppliers Association)

En este captulo se manejaran las diferentes tecnologas usadas para el fin de

deshidratar el gas.

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Separador De Entrada

Una buena prctica es instalar un separador para el gas de entrada, aun si la

unidad de deshidratacin est cerca al separador de produccin. Se busca poder

separar cantidades grandes de agua fresca o salada, hidrocarburos, qumicos de

tratamientos o inhibidores de corrosin, a fin de evitar su paso a la absorbedora o

contactara, pues aun pequeas cantidades de estos materiales, causan prdidas

excesivas de glicol debido a la formacin de espuma, reducen la eficiencia e

incrementan el mantenimiento.

Absorbedora

Es una vasija que puede ser de platos de burbujeo, de vlvulas o con empaque que

promueve el proceso de absorcin de agua del gas natural en una solucin de glicol.

Tambor Flash

En este tambor la mayor parte del gas natural disuelto se separa de la solucin

de glicol rico y se enva a gas combustible. La presin de operacin debe ser lo

suficientemente baja para promover la separacin del gas, pero a la vez losuficientemente alta para que pueda entrar al sistema de gas combustible.

Regeneradora O Despojadora De Agua

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La despojadora contiene una seccin de serpentn en la cima de la columna, a

travs de la cual fluye glicol rico para enfriar los vapores que suben de la parte

inferior.

Esto genera un reflujo que minimiza las prdidas de glicol en el vapor de aguadespojada. Por debajo de la boquilla y distribuidor de entrada del glicol rico, se

encuentra una seccin empacada usualmente con sillas de cermica.

Rehervidor

El Rehervidor tiene que ser diseado para suministrar el calor adecuado para

elevar la temperatura del glicol rico al nivel requerido para su regeneracin. La

temperatura del TEG no debe ser superior a 400 F para evitar su descomposicin.

Bomba De Glicol

Esta bomba circula el glicol a travs de los equipos. Puede ser manejada por

motor elctrico o con gas a alta presin. Si se bombea glicol en exceso, no se alcanza

la temperatura requerida de regeneracin en el rehervidor.

Prdidas De Glicol

Un nivel aceptable de prdidas est en el orden de 0.1 gal/MMscf de gas

tratado, lo cual es equivalente a menos de 1 lb de glicol por MMscf.

Las prdidas ocurren en la cima de la contactora influenciadas por latemperatura y presin de operacin, en la torre regeneradora y por fugas en la bomba,

filtros, tuberas y durante limpieza de filtros.

Aspectos Ambientales

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En el proceso de regeneracin del glicol rico a glicol pobre, el agua que ha sido

absorbida en la contactora se libera en la regeneradora y se ventea a la atmsfera.

Desafortunadamente, el glicol no solamente absorbe agua en la contactora sinohidrocarburos y gas cido. Los hidrocarburos parafnicos normalmente no se absorben

pero los aromticos s.

En la pgina 20-32 del GPSA puede observarse que cantidades substanciales de

ciertos aromticos pueden ser absorbidos para ser luego liberados a la atmsfera, a

menos que dichos vapores sean capturados de alguna manera, mediante procesos que

son generalmente costosos.

La evaluacin del sistema de TEG involucra establecer su concentracin

mnima para alcanzar la especificacin de punto de roco por agua. La Fig. 20-54 del

GPSA muestra el punto de roco por agua de una corriente de gas natural en equilibrio

con una solucin de TEG a varias concentraciones y temperaturas.

Esta figura puede usarse para estimar la concentracin requerida de TEG para

una aplicacin particular, o la depresin terica del punto de roco para una

temperatura dada y determinada concentracin de TEG.

Valores de punto de roco reales de salida dependen de la rata de circulacin de

TEG y del nmero de etapas de equilibrio. Los datos de la Fig. 20-54 son

relativamente insensibles a la presin y dicha figura puede usarse hasta 1,500 psia con

pequeo error.

Una vez se determina la concentracin de TEG, debe determinarse la rata de

circulacin y el nmero de platos o altura de empaque. En las Figs. 20-55 a 20-59 del

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GPSA se presenta la relacin de remocin de agua a rata de circulacin de TEG, para

varias concentraciones y nmero de etapas tericas de equilibrio.

GUAS DE DISEO Y OPERACIN PARA INHIBICIN DEHIDRATOS Y DESHIDRATACIN CON GLICOL

1. Como criterio de diseo el flujo real de inhibidor debe ser aproximadamente

el doble del flujo calculado en forma terica.

2. Cuando se utiliza el glicol para prevenir formacin de hidratos, la regeneracin

se hace hasta 60-80 % peso.

3. Cuando se utiliza glicol en el proceso de deshidratacin, la regeneracin se

hace a la mayor pureza posible 99 .5 % peso o ms.

4. Si en una instalacin existen los procesos de inhibicin de hidratos y

deshidratacin con glicol, se requieren dos sistemas independientes para su

regeneracin.

5. Como en la operacin real no se da la condicin de equilibrio sino una

condicin dinmica, para diseo se usan aproximaciones como por ejemplo, si

el objetivo es una depresin hasta O F, se trabaja con -10 / -20 F o sea una

aproximacin de 10/20 F. Si los clculos dan que se requiere una pureza deglicol de 99 %, se trabaja con 99.5 %.

ABSORBEDORA

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6. El enfriamiento del glicol pobre que se recicla a la cima de la absorbedora se

debe hacer alrededor de 5 10 F por encima de la temperatura de entrada del

gas hmedo en el fondo, a fin de evitar condensacin de hidrocarburos del gasque causen formacin de espuma.

7. Diseos econmicos utilizan ratas de circulacin de 2 5 gal TEG/lb H2O

absorbida.

8. El nmero de platos tericos tpicos entre 1 3, los platos reales entre 4 y 12.

La conversin de etapas de equilibrio a platos reales puede hacerse asumiendouna eficiencia global de plato entre 25 % para platos de burbujeo y 33 % para

platos de vlvulas. Para empaque, la relacin de altura equivalente de

empaque a plato terico (HETP) vara con la rata de circulacin de TEG, el

flujo y la densidad del gas; pero un valor de 36 60 pulgadas es normalmente

adecuado.

9. La temperatura de entrada del gas hmedo debe estar entre 60 120 F.

Cuando la temperatura de la absorbedora est por debajo de 60 F, el

incremento en la viscosidad del TEG puede reducir la eficiencia en la

transferencia de masa.

10.El espaciamiento tpico entre platos en la absorbedora es 24 pulgadas. Sin

embargo, la altura total de la torre estar de acuerdo con el nmero de platos o

la altura de empaque requerida, ms de 6 10 adicionales para permitir el

retiro de vapor al lquido por encima del plato de cima, distribucin del gas de

entrada por debajo del plato de fondo y espacio para colectar glicol rico en el

fondo.

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11.Tradicionalmente se han usado platos de burbujeo en absorbedores de glicol,

porque permiten bajas ratas de lquido vs. Flujo de gas; sin embargo, el

empaque estructurado est siendo muy aceptado, porque permite reduccin

significativas en dimetro, y alguna reduccin en altura.

12.El dimetro de la absorbedora se fija con la velocidad del gas v o G, en forma

similar a como se hace para separadores. Valores recomendados para los

factores K y C se dan en la Tabla 2-1.

v =g

gLK

, ft/s G = )( gLgC ; lb/(h-ft

2)

Para platos,

Pv

TzQD

***4,59= , in Ec. 2-7

Para empaque estructurado,

)(* japlatoburbudoestructuraempaque

japlatoburbuD

C

CD = Ec. 2-8

13.Los vendedores de empaque estructurado utilizan una variable F, para

dimensionar absorbedoras de glicol, definida como:

Fs = v v Ec. 2-9

Valores de Fs = 2,5 3,0 generalmente suministran un buen estimativo del

dimetro de la absorbedora con empaque estructurado.

TABLA -1 Valores recomendados de k para velocidad de gas en la Torre Absorbedora

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K factoresft/s

C factorft/h

Plato de burbujeo,

espaciamiento

2024

30

0,140,16

0,17

504576

612

Empaque

Estructurado

Al azar1 inch Pall rings

2 inch Pall rings

0,3 a 0,4 *

0,13 0,18

0,19 -0,26

1080 a 1440 *

468 - 648

684 - 936

* Depende de la densidad del empaque y el vendedor.

TAMBOR FLASH

14.Para desgasificacin se requiere un tiempo de retencin mnima de 3 5

minutos. Si se va a remover hidrocarburo lquido, se requiere un tiempo de

retencin de 20 30 minutos.

15.Presin de operacin = 60 psig.

16.Temperatura de operacin = 140 160 F si a continuacin se en encuentra el

intercambiador glicol rico glicol pobre.

INTERCAMBIADOR GLICOL RICO GLICOL POBRE

17.Temperatura de alimento a la despojadora de agua 300 F.

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ENFRIADOR DE GLICOL POBRE

27. Temperatura del glicol pobre a la absorbedora = Temperatura de entrada delgas hmedo + 5 a 10 F.

El nivel de deshidratacin del gas depende de la composicin del glicol pobre

alcanzada en la regeneradora.

Como la temperatura en el rehervidor no puede ser superior a 400 F paraevitar la degradacin del TEG, su pureza est limitada a 98,4 - 98,8 % en peso.

Si se requiere una pureza mayor para secar el gas, debe hacerse mejoras al

proceso de regeneracin tales como gas de despojo, adicin de un hidrocarburo

lquido voltil (DRIZO) o el proceso COLDFINGER.

Estos procesos mejorados se describen en las pginas del GPSA, desde la

pgina 24 hasta la pgina 34. Para dietilen glicol (DEG) la temperatura del rehervidor

est limitada a 320 F, lo cual a su vez limita la pureza a 96 97 % peso.

2.4 PLANTA DE DESHIDRATACIN CON

DESECANTE SLIDO

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El uso de absorbentes slidos es una prctica comn, para lo cual se requiere

que el gas hmedo saturado se ponga en contacto con una substancia slido que tiene

gran afinidad por el agua, como la slica gel, la almina y los tamices moleculares.

Eventualmente cada uno de estos materiales alcanza su capacidad de adsorcin y tieneque ser regenerado.

Este proceso requiere dos o ms torres adsorbedoras operando en un ciclo en

paralelo, como puede verse en la Figura 20-66 del GPSA que es un sistema de dos

torres.

Una est en operacin de adsorcin de agua del gas, mientras que la otra esten regeneracin y enfriamiento. Tpicamente un ciclo de adsorcin est entre 8 y 10

horas, el de regeneracin 5 horas y el de enfriamiento entre 3 y 5 horas. Generalmente

las unidades con desecante slido son ms costosas que las unidades con glicol.

Por lo tanto, su uso est limitado a aplicaciones de gases con alto contenido de

H2S, requerimientos de muy bajos valores de punto de roco como en procesos

criognicos (valores requeridos de puntos de roco de 70 F a 150 F y ms

bajos), y casos especiales como gases que contienen oxgeno.

En la Figura 20-67 del GPSA, se muestran los diferentes desecantes usados

para la deshidratacin del gas natural, presentando sus propiedades tpicas.

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FIG. 2-4 Propiedades de los desecantes.

Con slica gel se alcanzan puntos de roco de - 70 a - 80 F, con almina valores de

- 100 F y con tamiz molecular - 150 F y ms bajos con diseos especiales y control

operacional muy estricto.

Estos compuestos slidos se preparan en formas esfricas, como pepas ligeramente

elpticas de dimetros 4-6 mm, o en el caso de los tamices moleculares, generalmente

en forma de pequeos cilindros de 2 - 3 mm de dimetro y 6 - 8 mm de longitud. En la

Fig. 20-67 del GPSA se suministra un resumen de las propiedades fsicas de los

materiales desecantes ms comunes (Fig. 2-4 del texto).

Cada uno de estos compuestos tiene sus caractersticas propias de adsortividad por

agua y el diseador tiene que escoger el material que ms se acomode a sus

necesidades. Una ilustracin grfica de las capacidades adsortivas de varios

adsorbentes se muestra en la Fig. 20-68.

Los clculos de proceso para deshidratacin con desecante slido generalmente se

hacen a mano, o los hace el vendedor del material desecante. Los simuladores de

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proceso comerciales no ejecutan este tipo de clculos. A continuacin se describe el

proceso manual de clculo del GPSA.

DISEO DEL PROCESO DE DESHIDRATACIN CON DESECANTESLIDO.-

El primer parmetro a estimar es la velocidad superficial permisible a travs

del lecho. La cada de presin a travs del lecho est relacionada con la velocidad

superficial por la ecuacin modificada de Ergun:

ftpsiVCVB /,L

P 2 +=

Ec. 2-10

TABLA 2-2 Constantes para la Ecuacin de Ergun

Tipo de Partcula B C1/8 redondeada 0,0560 0,0000889

1/8 cilindro comprimido 0,0722 0,0001240

1/16 redondeada 0,1520 0,0001360

1/16 cilindro comprimido 0,2380 0,0002100

La Figura 20-69 del GPSA, relaciona la velocidad superficial V con la presin

del sistema y fue derivada de la anterior ecuacin para una determinada composicin

de gas y una relacin P/L igual a 0,333 psi/ft. La cada de presin de diseo esta

alrededor de 5 psi y no se recomienda cadas mayores de 8 psi, dando que el desecante

es frgil y se puede quebrar por el peso del lecho y las fuerzas de cada de presin. Porlo tanto siempre debe revisarse la cada de presin despus de fijarse la altura del

lecho. A continuacin se determina el dimetro del lecho con la siguiente ecuacin:

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ftV

qD ,

4

= Ec. 2-11

q = caudal ( ft3/min)

El paso siguiente es escoger un ciclo de tiempo y calcular la masa de desecante

requerida. Ciclos muy largos (> 12 horas) pueden justificarse en casos de que el gas

no est saturado con agua, pero requieren grandes lechos y por tanto grandes costos de

inversin.

Durante el ciclo de adsorcin se puede considerar que el lecho est compuestode tres zonas. La zona de la cima llamada zona de saturacin o equilibrio, en la cual el

desecante est en equilibrio con el gas hmedo que entra. La zona media o zona de

transferencia de masa, la cual no est saturada y donde el contenido de agua del gas se

reduce a menos de 1 ppm peso. La zona de fondo es la zona de desecante sin usar y se

llama zona activa. Las zonas de saturacin y de transferencia de masa se van

corriendo hasta que se saca de servicio la vasija para regeneracin.

En la zona de saturacin se espera que el tamiz molecular retenga

aproximadamente 13 lb de agua por cada 100 lb de tamiz- Tamices nuevos pueden

tener una capacidad en equilibrio cercana a 20 %, 13 % representa una capacidad

aproximada para un tamiz de 3 5 aos de uso. Esta capacidad debe ajustare cuando

el gas no esta saturado con agua o la temperatura est por encima de 75 F. En las

Figuras 20-70 y 20-71 se encuentran factores de correccin para tamiz molecular. Para

calcular la masa de desecante requerida en la zona de saturacin Ss, se calcula la

cantidad de agua a ser removida durante el ciclo y se divide por la capacidad efectiva.

lbCC

WS

rss

rs ,

)(*)(*)13,0(= Ec. 2-12

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Wr = W * Q * t

lbD

SL

ms

s

s ,)(**

*42

= Ec. 2.13

La densidad del tamiz molecular ms es 42 45 lb/ft3para partculas esfricas y

40 44 lb/ft3 para cilindros comprimidos.

A pesar de que la zona de transferencia de masa contiene agua

(aproximadamente 50 % de la capacidad de equilibrio), se estima que la zona de

saturacin contiene toda al agua a ser removida.

La longitud de la zona de transferencia de masa (MTZ) puede ser estimada

como sigue:

LMTZ = (V/35)0,3 * (Z) Ec. 2-14

Donde, Z = 1,70 para tamiz molecular de 1/8

Z = 0,85 para tamiz molecular de 1/16

La altura total del lecho es la suma de las alturas de la zona de saturacin y la

zona de transferencia de masa. Alrededor de 6 ft de espacio libre se dejan por encima

y por debajo del lecho para asegurar una distribucin apropiada del gas.

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FIG. 2-5

DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESO DE SISTEMAS MEJORADOS DE REGENERACIN DE TEG


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FIG. 2-6

SISTEMA DE TORRES GEMELAS - PROCESO DE DESHIDRATACIN CON DESECANTE SLIDO


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COMENTARIOS GENERALES

El lecho de desecante se coloca encima de un lecho de soporte que incluye entre tres y

cinco capas de bolas de cermica dispuestas en tamaos graduales (la ms pequea arriba).

Sobre la parte superior del lecho desecante se instala una malla y encima de ella una capa de

bolas de cermica.

En algunos casos se instala una capa de desecante de menor valor sobre la cima del

lecho para capturar contaminantes tales como agua libre, glicol, hidrocarburos, aminas, etc.

Como los desecantes slidos producen polvo, frecuentemente se instalan filtros de 1

miera en la salida de la unidad de deshidratacin para proteger los equipos aguas abajo.

2.5 DESHIDRATACIN CON CLORURO DE

CALCIO

El cloruro de calcio se usa como un desecante consumible para deshidratacin de gas

natural. Es una sal altamente higroscpica que se usa principalmente en reas remotas y para

pequeos flujos. El equipo como puede observarse en las Fig.2-7, est compuesto, por una

torre la cual tiene una seccin de separacin en la parte baja. Por otro lado, en la Fig. 2-8, se

pueden ver las zonas de accin que tienes este tipo de torre.

Por encima del separador hay una seccin de contacto de aproximadamente 3 a 4platos. Posteriormente hay un plato soporte sobre el cual se instala el CaCl2 en forma de

pldoras o balas.

El gas entra a la seccin de separacin en la cual se remueve cualquier lquido que

lleve. A continuacin saturado de humedad, fluye hacia arriba a travs de los platos, los

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cuales contienen una salmuera de CaCl2 en donde se absorbe algo del agua. Posteriormente,

el gas entra en contacto con la sal, la cual absorbe el agua disolvindose en ella y formando

una salmuera.

Dicha salmuera cae sobre los platos y va hasta el fondo de la vasija. El gas que sale dela torre generalmente cumple con los requerimientos de contenido de agua el cual puede

llegar a 1 lb/MMscf.

La capacidad tpica del CaCl2 es 0.3 lb CaCl2 / lb H2O. Las velocidades superficiales

en el lecho son 20 - 30 ft/min y la relacin L/D para el lecho debe ser al menos 3 a 4:1. El

CaCl2 debe ser cambiado peridicamente usualmente cada dos a tres semanas. La incorrecta

disposicin de la salmuera puede ocasionar problemas ambientales, generalmente es

inyectada a un pozo.

.

FIG. 2-7

DESHIDRATADOR TPICO CON CLORURO DE CALCIO CaCl2 Zonas por compuesto


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Zonas de accin del deshidratador

FIG. 2-8

DESHIDRATACIN CON CLORURO DE CALCIO CaCl2

2.6 DESHIDRATACIN CON MEMBRANA

PERMEABLE

Membranas pueden usarse para separar componentes tales como agua, CO2 e

hidrocarburos, de una corriente de gas natural de acuerdo con su permeabilidad. Cada uno de

los componentes del gas que entran al separador tiene una permeabilidad caracterstica que es

funcin de su capacidad para disolverse y difundirse a travs de la membrana.

El mecanismo que maneja la separacin de un componente en una mezcla gaseosa, es

la diferencia entre su presin parcial a travs de la membrana. Una corriente de gas

presurizada fluye dentro de un separador con membrana, los componentes rpidos tales como

el agua y el CO2 se infiltran a travs de la membrana.

Estos productos infiltrados se colectan a una presin reducida, mientras que la

corriente que no se infiltra como el gas natural seco, sale del separador a una presin

ligeramente inferior a la de la carga.

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Entre 5 - 10 % de metano y otros componentes del gas de carga se van con la corriente

infiltrada (permeada), que est a ms baja presin que la corriente de gas seco. Por esta razn,

este tipo de separador se usa solamente en plantas que pueden utilizar el gas combustible de

baja presin de la corriente infiltrada.

FIG 2-9Sistema de deshidratacin con membrana permeable Helicoidal.

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2.7 OPERACIN Y MANTENIMIENTO EN

PLANTAS DE DESHIDRATACIN

2.7.1 Anlisis de Fallas - Evaluacin de la Planta de Deshidratacin con Glicol.

Existen una gran cantidad de razones para remover el agua del gas natural, entre las

que podemos nombrar: Por seguridad, para evitar la corrosin, evitar la formacin de

hidratos y sus consecuencias, Taponamiento de las tuberas, Interrupcin del flujo,

Disminucin de los costos de mantenimiento, Evitar los depsitos de lquidos en las tuberas.

La seleccin de procesos de deshidratacin puede variar segn lo siguiente:

Dependiendo de los contaminantes que se descargan a la atmsfera (BTX), residuos lquidos,

etc., el tipo de impurezas, su concentracin y el impacto ambiental que producen, el caudal de

gas que se va a tratar. Como es sabido ampliamente el gas natural normalmente est

compuesto por los siguientes elementos:

Tabla 2-3: Componentes Tpicos del Gas NaturalGRUPO COMPUESTO FRMULA

Hidrocarburos MetanoEtano

Propano

Butano

CH4 C2H6C3H8

C4H10

Gases cidos Dixido de carbono Sulfuro de

hidrgeno Sulfuro de carbonilo

Disulfuro de carbono

Mercaptanos

C02 H2S

COS

CS2

RSH

Inorgnicos Agua Nitrgeno

Oxgeno .Cloruros

H20 N2

02NaCl

Ocasionales Inhibidores, antiespumantes, slidos, etc. Agentes y cidos de

fracturamiento. Aceites de compresores.

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Con respecto al volumen del gas que se va a procesar, se debe tomar en cuenta

presin y temperatura, si se esperan cambios con el tiempo del volumen, la presin y la

temperatura, o cambios que se producen en forma planificada, condiciones

imprevistas, como impacta sobre el sistema los cambios de presin y temperatura

FALLAS EN EL SEPARADOR DE LA PLANTA DE GLICOL

El separador de la entrada debe estar muy bien diseado. A tal efecto, se debe

considerar considerablemente: la capacidad para manejar gases y lquidos en

condiciones satisfactorias, la presencia de fluidos cidos, la capacidad para manejar

acumulaciones de lquido, tanto agua como Hidrocarburos y Qumicas, la capacidadpara retener slidos.

Uno de los componentes de suma importancia en el separador son los

extractores de niebla en los recipientes, los cuales se instalan en los separadores, en

las torres y en el tanque de venteo, se encargan de eliminar las partculas de lquido

que transporta el gas, trabajando segn una velocidad pre-establecida para la

deshidratacin del gas natural.

Hay parmetros que definen el buen funcionamiento del extractor de neblina,

como lo es el tamao, la estructura y la ubicacin del demister el cual garantizan la

eficiencia de separacin. Existen los llamados extractores de alta velocidad los cuales,

se destruyen con los cambios de presin en el sistema.

FALLAS EN EL ABSORBEDOR DE LA PLANTA DE GLICOL

Como ya se estudi con anterioridad, la torre absorbedora es una de las

unidades fundamentales en la planta. Al instalarlo, debe estar completamente sobre la

vertical, para garantizar que el glicol fluya adecuadamente dentro del recipiente y se

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produzca la absorcin. Trabaja a la presin del gas y la temperatura de entrada de la

solucin debe estar 10F (5,6C), por encima de la temperatura del gas, para evitar la

condensacin de los hidrocarburos.

Est diseado para eliminar el agua contenida en el gas hasta el nivel deseado,en las condiciones de trabajo de la torre. Cuando cambia el caudal, se deben ajustar las

condiciones de flujo de la solucin, hasta donde sea posible. El operador debe estar

bien informado sobre la cantidad de gas cido que se va a retirar del gas, ya que si

aumenta la concentracin de agua en la alimentacin, se debern hacer los ajustes

correspondientes.

Uno de los problemas ms comunes en el absorbedor es la formacin deespuma. Su presencia se puede determinar con los cambios de la presin diferencial

entre el tope y el fondo del contactor o absorbedor.

FALLAS EN EL TANQUE DE VENTEO DE LA PLANTA DE GLICOL

El glicol rico que sale del absorbedor debe pasar por un tanque de venteo o

"flash tank", donde son removidos los hidrocarburos, de esta manera se disminuye la

cantidad de gas natural que se desprende al descender la presin y se retienen los

hidrocarburos lquidos que se condensan en la torre. Normalmente el tanque de venteo

no es ms que un separador trifsico con tiempo de retencin entre 20 y 45 minutos.

Con el tanque de venteo instalado en la planta, se reduce el riesgo de depsito

de hidrocarburos lquidos en el regenerador, se disminuye el contenido de

hidrocarburos gaseosos en el gas, baja la demanda calorfica del regenerador, el gas

que se recupera se utiliza como combustible, se dispone de un tanque de

abastecimiento para el glicol.

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El tiempo de retencin normal es de 5 a 40 minutos, si solamente hay metano y

etano, el tiempo de retencin puede ser corto. Los gases ricos requieren de un tiempo

de retencin ms largo por la cantidad de hidrocarburos pesados que tenga. El tanque

de venteo trabaja igual que un separador horizontal, con mayor tiempo de retencin,por lo que de igual manera se debe preservar el extractor de neblina en buenas

condiciones, evitando los cambios bruscos en la presin del flujo de gas.

FALLAS EN LOS INTERCAMBIADORES DE CALOR

El principal intercambiador de la planta es el de glicol rico / glicol pobre, elcual introduce ahorros energticos apreciables si es bien manejado. Tiene como lmite

la temperatura mxima del glicol rico, el cual no debe desprender gases antes de entrar

al regenerador, especialmente cuando el gas no haya sido previamente endulzado.

Un segundo intercambiador de calor es necesario para llevar el glicol pobre a la

temperatura mnima que sea posible: normalmente, 10F (5.6C) por encima de la

temperatura del gas de alimentacin.

Fig.2.10 Falla de un Intercambiador de Calor en la Planta

de Glicol por corrosin localizada

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FALLAS EN EL REGENERADOR

Es el otro equipo de gran importancia en la planta, las condiciones de trabajo(presin y temperatura) estn dadas por el diagrama de fases de la solucin agua-

glicol, con el porcentaje por peso de glicol regenerado. Trabaja a presin ligeramente

por encima de las condiciones atmosfricas. Cuando la presin en el regenerador es

demasiado alta, la solucin se degenera. La presin mnima debe ser suficiente para

llevar el glicol pobre hasta el tanque de abastecimiento.

Cuando los vapores se descargan a travs de tuberas se crea una contrapresin

que puede daar el glicol, debido al incremento de la temperatura. Los hidrocarburoslquidos que llegan al rehervidor se expanden violentamente por efecto de la

temperatura elevada del sistema. (Boil Over) Temperaturas elevadas en el tope de la

columna producen prdidas excesivas del glicol. Para que la planta funcione es

necesario que salga el vapor de agua por el tope del regenerador. Cuando la columna

de vapor de agua que sale por el tope del regenerador tiende a caer las prdidas de

glicol son muy altas.

FALLAS EN EL REHERVIDOR DE UNA PLANTA DE GLICOL

Es el punto de entrada de calor, el cual debe ser suficiente para que hierva la

solucin gua-glicol, a la presin del sistema. Temperaturas demasiado elevadas

degradan el glicol. A travs del rehervidor se suple la deficiencia energtica y se

balancea la planta termodinmicamente. Las condiciones de trabajo estn dadas por el

punto de burbujeo de la solucin a la presin del fondo de la torre. Por ello es preciso

estar seguro de cules son los parmetros operacionales. Si se eleva demasiado la

temperatura se destruye el glicol o se quema. Pierde las propiedades absorbentes.

Cuando sube la presin tambin se incrementa la temperatura de ebullicin. Nunca

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apague el rehervidor conjuntamente con las bombas. Al apagar el rehervidor deje que

el glicol circule hasta que se enfre.

FALLAS EN EL RECUPERADOR (Reconcentrador o "reclaimer")

Es un equipo que eventualmente se incluye para regenerar el glicol. No siempre

est fijo en la planta. Se puede utilizar de manera ocasional para mejorar las

condiciones del glicol. Se emplea para purificar la solucin, la cual se volatiliza y se

devuelve al rehervidor. Los depsitos de sales y otras impurezas que daan el glicol

quedan en el recuperador. Ocasionalmente el recuperador o "reclaimer" se retira y se

limpia, para eliminar los slidos que se van acumulando. Un recuperador instalado enla planta prolonga la vida del glicol.

FALLAS EN EL TANQUE DE ABASTECIMIENTO

Se emplea para almacenar el glicol, el cual se utiliza para suplir la porcin que

se pierde durante la operacin de la planta. El glicol nunca se debe poner en contacto

con el aire, porque se deteriora. Un colchn de gas natural o de gas inerte se usa para

proteger la solucin del contacto con el aire. Normalmente se instala interrumpiendo

el circuito, pero puede hacerse de manera tal que supla las deficiencias. La solucin se

debe agregar ya preparada, con el porcentaje por peso que corresponda en el diseo.

El operador debe estar familiarizado con las temperaturas a las cuales puede trabajar

la solucin.

FALLAS EN LOS FILTROS

Los filtros son muy necesarios y producen ahorros considerables porque

mantienen limpia la solucin, se recomienda remover las partculas de hasta 5

micrones, empezando con los filtros de mayor micronaje, hasta remover las partculas

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ms finas. La limpieza en el filtro mecnico se hace eliminando primero las partculas

grandes y, luego, las ms pequeas: 50, 30, 10 y 5 micrones. Al iniciar el trabajo se

instalan los filtros de 50, por ejemplo y, progresivamente, se va reduciendo el

micronaje, hasta dejar la solucin limpia.Por lo general se instalan dos filtros: un filtro mecnico con cartuchos para 25 -

50 micrones y un filtro de carbn activado. Los filtros se deben utilizar

continuamente, desde el primer da.

Parmetros fijos por efectos del diseo

Presin del absorbedor: se considera fija, ajustada a la condicin del diseo. Lapresin del absorbedor se corresponde con la presin del gas.

El Nmero de platos (planta tpica) del Absorbedor: A mayor nmero de

platos, mayor el grado de regeneracin del glicol. La temperatura de entrada de la

carga est en funcin del ambiente. En el Regenerador de las plantas convencionales

trabaja sin el acumulador de reflujo.

Los nuevos proceso de glicol, emplean el circuito completo, con acumulador de

reflujo.

En el caso del TEG trabaja a 400 F, a presin atmosfrica.

Parmetros controlables

La presin de operacin se debe mantener fija, tanto como sea posible. Las

variaciones de la presin de trabajo afectan el comportamiento de la planta. La

temperatura depende de las condiciones del ambiente y afecta de manera directa el

contenido de agua en el gas. Las presiones bajas y las temperatura altas aumentan el

contenido de agua en el gas natural que alimenta la planta. A los efectos del diseo el

gas se supone saturado. La tasa de flujo del glicol normalmente empleado es de 3,0

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galones por cada libra de agua que se retira del gas, est en funcin del nmero de

platos del absorbedor y de la pureza del glicol regenerado (glicol pobre).

Cuando se disminuye la presin o se incrementa la temperatura del gas se debe

aumentar la tasa de flujo del glicol, siempre que ello sea posible.En plantas convencionales: 7 Ibs/MM pcn (147 ppm.v) de agua en el gas y es

comn bajar a 5 lbs / MM pcn (105 ppm,v). En casos excepcionales se puede lograr

2,0 lbs/ MM pcn (42 ppm.v). La pureza del gas tratado est ntimamente ligada a la

del glicol pobre. Un glicol puro implica un alto grado de descenso del punto de roco

en el gas. Por lo general se disea para lograr una pureza del glicol del 98,7%

aproximadamente. La pureza del glicol regenerado depende de la capacidad de la

planta. Los nuevos procesos de deshidratacin anuncian purezas del 99,99%. Losfabricantes garantizan que esos procesos compiten con los de mallas moleculares.

El empleo de gas de despojamiento (stripping gas) aumenta de manera

impactante la regeneracin del glicol.

Prdidas de glicol en la planta

Las perdidas de glicol se generan con el gas tratado. Con los vapores que salen

del regenerador, por las empacaduras de las bombas, con el gas de venteo. Entre los

aspectos que incrementan las prdidas de glicol, se tiene: temperatura excesiva en el

rehervidor, temperatura alta en el tope de la torre de regeneracin (T>218F),

formacin de espuma en el absorbedor o en el regenerador, descensos bruscos de la

presin, caudal en exceso. Prdidas de glicol que se consideran normales: 0,1 gals /

MM pcn. No es extrao conseguir una bomba que pierda 35 galones por da. Un

separador colocado a la salida del absorbedor produce grandes ahorros porque

recupera el glicol que se va arrastrado. Igual consideracin se puede hacer con el gas

que sale del tanque de venteo.

Para evitar y corregir las prdidas de glicol, se debe acabar con la formacin de

espuma, manteniendo limpio el glicol, manteniendo la temperatura del tope del

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regenerador por debajo de 218F, con un separador en la corriente del gas tratado,

evitando el arrastre en el tanque de expansin, con buena supervisin en los vapores

que se descargan del regenerador, evitando el contacto con el aire, para que no se

dae. Al apagar el rehervidor, mantener el glicol circulando, hasta que se enfre.Evitando que se ensucie con petrleo, asfltenos, etc., que pasan el separador de

entrada y con una buena filtracin.

Una de las causas de la degradacin del glicol, es que el oxgeno oxida el glicol

y forma cidos corrosivos, el H2S baja el pH y lo pone negro. Algunas veces el metal

acta como catalizador y convierte el H2S y el oxgeno en azufre elemental, un

compuesto muy corrosivo.

Tambin se puede degradar el glicol si se da el uso de inhibidores de corrosinincompatibles.

Si hay exceso de agua en el glicol, el sntoma es que el gas se sale de

especificaciones, la deshidratacin es pobre.

Para localizar fallas en el sistema, se debe primero que todo, comprobar que el

gas tratado est dentro de las especificaciones, se debe chequear la diferencial de

presin entre el tope y el fondo de las torres, se debe medir regularmente el pH y el

color del glicol, verificando el arrastre a la salida del absorbedor, verificando que la

columna de humo blanco del regenerador no tienda a caer, la temperatura del fondo en

la torre de absorcin no debe subir, se debe vigilar tambin la temperatura del

separador de entrada. Se debe comprobar que las prdidas de glicol estn en el

mnimo.

La formacin de espuma es uno de los problemas ms comunes en las plantas de

deshidratacin, ya que un cambio abrupto en la presin diferencial del absorbedor podra

indicar la formacin de espuma. Cuando eso ocurre el contacto del gas y el glicol es pobre

y el gas se sale de las especificaciones del proceso. Las causas que generan la espuma son

mltiples: Puede ser de tipo mecnica, producida por velocidades altas o Qumica, por

efecto de los contaminantes. Entre las causas de la formacin de espuma tenemos la

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suciedad o fragmentos metlicos en la solucin, presencia de hidrocarburos lquidos en el

sistema, exceso de productos de degradacin en la solucin, velocidades muy altas del gas

y de los lquidos, formacin de sales trmicamente estables, mala seleccin del

antiespumante o no se agreg lentamente (por goteo). Los filtros de papel o

qumicamente tratados pueden producir espuma en la solucin. Cuando la temperatura es

demasiado baja se condensan lquidos de hidrocarburo y se forma la espuma.

Cap II - MttoOpPlantaDesh

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