62326044 Refinacion Del Gas Natural

7/30/2019 62326044 Refinacion Del Gas Natural

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NCLEO DE MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

MATURN/MONAGAS/VENEZUELA

PROCESOS DE REFINACINPROCESOS DE REFINACIN

DEL GAS NATURAL.DEL GAS NATURAL.(E(Examen nmero 9)xamen nmero 9)

REVISADO POR:

Dr. Fernando Pino REALIZADO POR:

Medina Anayeli.

Medina Javier.

Snchez Ricardo

MATURN, AGOSTO 2011


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1. Describir los parmetros que se tienen que tener en cuenta para un

eficiente diseo de un separador horizontal gas-petrleo.

El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolfero, la mayora de las veces esta

compuesto por hidrocarburos, agua, arena, entre otros. La separacin fsica de

estas fases es una de las operaciones de gran inters econmico-industrial, sobre

todo en el procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural.

Un separador es un recipiente o dispositivo mecnico utilizado para separar un

fluido en sus diferentes fases, estos segn las fases que separen pueden serbifsicos o trifsicos. El separador bifsico se utiliza para separar los lquidos de

la fase gaseosa. Mientras que los separadores trifsicos tienen por objeto separar

los hidrocarburos lquidos del agua libre y de la corriente de hidrocarburos

gaseosos.

Los separadores segn su forma geomtrica pueden clasificarse como verticales,

horizontales y esfricos.

En los separadores horizontales, la fase pesada decanta perpendicularmente a la

direccin horizontal del flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana

continua pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantacin de la

fase pesada discontinua, desde luego todo esto ocurre hasta un cierto lmite. Los

separadores horizontales del punto de vista geomtrico son un cilindro instalado

horizontalmente, y se utilizan por lo general, cuando existen grandes caudales delquido, crudos espumosos y agua.

Para un diseo ptimo de un separador, es necesario tomar en cuenta los

diferentes estados y procesos, por los cuales deber de pasar el fluido. Adems, se

debe de analizar el efecto, que sobre el fluido puedan tener las diferentes

fuerzas fsicas que lo caracterizan.


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El principal objetivo del diseo de un separador es obtener en forma separada los

diferentes componentes de los fluidos provenientes de los pozos petroleros, de tal

forma de proceder a su tratamiento y comercializacin. Por lo general el

separador es la primera instalacin del procesamiento del fluido, un diseo

incorrecto puede traer graves consecuencias al proceso y a otras instalaciones por

donde deben pasar los hidrocarburos. Dada la gran importancia del proceso de

separacin en el procesamiento de los fluidos provenientes de un pozo petrolero

se deben tomar en cuenta una serie de parmetros para el diseo correcto de los

separadores.

Las normas PDVSA establecen los parmetros ms importantes que se debenconsiderar para el diseo de separadores de gas-petrleo tanto horizontales como

verticales:

Caudal de petrleo ( )o en MBNPD

Caudal de Gas ( )G en MMPCND

Presin de Operacin ( )OPP en lpca

Temperatura de Operacin ( )OPT en F

Gravedad Especfica del Gas al aire ( )G adimensional

Gravedad API

Factor de Compresibilidad (Z) Adimensional

Tiempo de Retencin ( )rt en minutos

Constante Universal de los Gases ( ) ( )( ) ))(//73,10 3 RlbmolpielpcaR =

Para el diseo de separadores horizontales y en general, es necesario adoptar las

normas API y GPSA, para calcular a travs de formulas los parmetros

anteriormente descritos e iniciar el diseo de acuerdo al procedimiento establecido

por la Norma PDVSA para el diseo de separadores horizontales y verticales Gas-

Petrleo.


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depende de la gravedad API. En la tabla 2 se presentan los valores utilizados en el

diseo de separadores segn la norma PDVSA.

Tabla 2: Tiempo de Retencin. Para el Lquido

Gravedad API Tiempo de Retencin (minutos)Entre 24 y 40 3

40 1,525< 5

Los parmetros a calcular para disear separadores horizontales

convencionales Gas-Petrleo:

La Gravedad Especfica del Petrleo. (Adimensional)

Caudal de Petrleo a condiciones de operacin (Pie3/s)

Caudal de Gas a condiciones de operacin (Pie3/s)

Caudal de la Mezcla. (Pie3/s)

Fraccin Volumtrica de petrleo Alimentado al separador.

(Adimensional)

Densidad del Petrleo. (Lb/pie3)

Densidad del Gas. (Lb/pie3)

Densidad de la Mezcla. (Lb/pie3)

Velocidad Crtica del Gas. (Pie/s)

rea vertical requerida para el flujo de gas. (pie2)

Volumen de retencin de petrleo. (pie3)

Volumen de retencin mximo de petrleo. (pie3)

Dimetro del separador. (Pie)

Longitud efectiva de operacin LEFF. (Pie)

rea vertical. (pie2)

rea del separador. (pie2)


rea de la seccin transversal vertical disponible para el gas. (pie2

)


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rea vertical de petrleo requerida. (pie2)

Distancia vertical. (pulg.)


Distancia vertical. (pulg.)

Velocidad de entrada de la mezcla. (pie/s)

Velocidad de salida del gas. (pie/s)

Velocidad de salida del petrleo. (pie/s)

Dimetro de la boquilla de entrada. (pulg.)

Dimetro de la boquilla de salida del gas. (pulg.)

Dimetro de la boquilla de salida del petrleo. (pulg.) rea de la malla. (pie2)

Ancho de la malla. (pulg.)

Distancia mnima permisible. (pulg.)

Distancia vertical disponible para cada uno de los fluidos, que participan

en el proceso de separacin. (pulg.)

2. Describir las principales fuerzas que actan en un separador ciclnico

gas-petrleo.

Un separador es un recipiente o dispositivo mecnico utilizado para separar un

fluido en sus diferentes fases. De acuerdo a los avances de la tecnologa los

separadores se pueden clasificar en:

Separadores Convencionales

Estos separadores se caracterizan por emplear la aceleracin de gravedad para

producir la separacin de las fases lquidas y gaseosa. (Ejemplo Sep. verticales y

horizontales).

Separadores Compactos

Son recipientes diseados con la misma filosofa de los separadores

convencionales, que emplea extractores de niebla para velocidades relativamente


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altas, en valores tales, como 3 o 6 (pie/s) y que por lo tanto, puede manejar

cantidades mayores de gas empleando para ello dimetros ms grandes en los

recipientes.

Separadores Ciclnicos

Estos separadores emplean la aceleracin centrfuga para separar la mezcla en sus

diferentes fases, tales como: gas, agua, petrleo y arena. Un concepto importante

en la tecnologa ciclnica es el nmero relativo de fuerzas gravitacionales

desarrolladas por las fuerzas centrfugas, comparado con un valor de aceleracin

de gravedad g del separador convencional. Esto es una medida importante del

comportamiento que se obtiene con los ciclones por encima de los separadoresgravitacionales.

Los separadores ciclnicos son bastante utilizados actualmente en la industria de

los hidrocarburos, especficamente en los procesos de separacin gas- petrleo o

gas- petrleo- agua, lo que indica que estos separadores se pueden utilizar en

procesos bifsicos o trifsicos, en ambos casos con un alto grado de eficiencia.

La entrada de los fluidos en un separador ciclnico es de forma tangencial, esto se

hace para minimizar los problemas de erosin, que puede causar el fluido que se

va a separar, por la parte de arriba del separador sale el gas limpio, los lquidos

son empujados hacia la pared del separador por un vrtice, el cual crea succin.

Los separadores tipo cicln utilizan la tcnica del vrtice para lograr la separacin

de los fluidos petroleros. Para, ello los fabricantes del separador ciclnicoconstruyeron un tubo (cicln) capaz de hacer rotar la mezcla que llega al equipo

para separar las fases gaseosa y lquida. Adicionalmente el gas que entra al a tubo

ciclnico, sigue rotando para despojar al gas de la pelcula lquida remanente. Se

entiende por vrtice, al remolino que se origina por efecto de rotacin de los

fluidos.

El vrtice puede aparecer en forma espontnea, cuando se abre la vlvula para

descargar los lquidos o como consecuencia de una rotacin inducida.


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En la figura 1 donde se muestran el proceso de separacin ciclnica.

Figura 1: Proceso de separacin ciclnica.

.Los separadores ciclnicos emplean la fuerza centrfuga como elemento

primordial para el logro de la separacin de las fases con la calidad deseada,

cuando el fluido ingresa al separador empieza a rotar, y la velocidad de entrada se

multiplica varias veces a medida que aumentan las fuerzas centrfugas que

producen la separacin. As el fluido se separa en sus diferentes fases. La

configuracin geomtrica de un separador ciclnico utiliza las fuerzas centrfugas

y las gravitacionales, para la separacin de las fases, la velocidad de asentamiento

de las gotas se incrementa en mayor grado hacindose ms efectiva la separacin.


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La fuerza dirigida hacia el exterior que acta sobre la partcula aumenta con la

componente tangencial de la velocidad, y la fuerza dirigida hacia el interior

aumenta con la componente radial, el separador ciclnico se debe de disear de

manera que la velocidad tangencial sea lo ms grande posible, mientras que la

velocidad radial debe ser lo ms pequea posible. En la figura 2 se presentan las

fuerzas que actan en el proceso de separacin ciclnica.

Figura 2: Fuerzas que Actan en el Proceso de Separacin Ciclnica

En la figura 2, se tiene:

( )CF : Fuerza Centrfuga; ( )dF = Fuerza de Rozamiento; ( )Tv : Velocidad

Tangencial; ( )rv = velocidad Radial y (r)= radio de la rbita

3. Describir los principales problemas operacionales del proceso de

deshidratacin con solventes qumicos con tamices moleculares.


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Las unidades de deshidratacin con tamiz molecular son confiables y por lo tanto

requieren muy poca atencin en la operacin de las mismas. El principal problema

que se puede presentar es la contaminacin del lecho debido a un mal

acondicionamiento de la corriente de entrada, pero en general pueden ser:

Acondicionamiento de la corriente de entrada (contaminacin del lecho)

Altos puntos de roco

Tiempo de ruptura temprano

Dao en el soporte de fondo

Pobre distribucin del gas

Perdida de calor y de eficiencia

Acondicionamiento de la corriente de entrada

El problema operacional ms frecuente es sin duda el acondicionamiento de la

corriente de gas de entrada, el gas que va a entrar al lecho debe estar libre de

hidrocarburos y otras sustancias utilizadas en tratamiento qumicos anteriores

(glicol, aminas, metanol), agua libre y slidos. Algunos estn diseados para

tolerar ciertas cantidades de estos componentes pero si persisten y estn en gran

cantidad reduce la capacidad del lecho y ocasiona daos mecnicos al material del

desecante.

Se debe instalar aguas arriba de cualquier sistema de deshidratacin con lecho

solido un separador apropiado para la composicin de la corriente de entrada

seguido por un separador por coalescencia y un filtro. Si el gas de alimentacin se

encuentra en un punto de roco retrogrado (presin superiora la presin

cricondenbrica) se recomienda calentar ligeramente la corriente de entrada unos

9F para evitar la condensacin retrograda.


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Algunos de los contaminantes del lecho ms comunes se mencionan a

continuacin:

Hidrocarburos: Hidrocarburos pesados y fracciones de aceites lubricantes

que son adsorbidos en macro poros los cuales son ms grandes que los

sitios activos para el agua. Estos podran desencadenar reacciones como de

polimerizacin y craqueo, generando residuos y resulta en una prdida del

equilibrio dinmico y una ruptura prematura. En el caso de hidrocarburos

livianos como GNL pueden ser adsorbidos en los macroporos no dejan

residuos.

Glicoles: similar a lo que ocurre con los crudos pesados. Estos son

adsorbidos en los macroporos y se descomponen durante la regeneracin.

Esto pude dar lugar a la formacin de coke en el tamiz o a la cementacin de

este formando bloques. Esto incentiva la canalizacin del gas el cual a su vez

causa la ruptura temprana del mismo.

Aminas: Como los hidrocarburos y los glicoles pueden contribuir al

coking. Adems se producira amonio durante la regeneracin. este podra

daar la estructura fsica del tamiz. Se recomienda colocar dos o tres bandejas de

lavado de agua en la parte superior de la torre contactora en la cual la corriente de

alimentacin contenga aminas para minimizar la entrada de minas a el

lecho.

Sal: usualmente ingresa al lecho del desecante disuelta en el agua de

entrada. Desafortunadamente no sale cuando el agua es vaporizada y

removida del lecho durante la regeneracin. Por lo tanto la sal solida se

acumulan y bloquea los poros, los macroporos y une los beads formando

bloques. una vez se presenta esta acumulacin se reduce la capacidad del

adsorbente por debajo del nivel requerido para mantener los ciclos de


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tiempo, y se hace necesario reemplazar el adsorbente. Ocurre en gas en

formaciones de domos salinos.

Oxigeno: si existe algo de oxgeno en el sistema o en la regeneracin

delgas, ste reaccionar con el H2S, con algunos de los otros componentes

de sulfuro que estn en la superficie de los tamices y con depsitos de

azufre elemental. En casos extremos, esto no solo bloqueara los poros sino

tambin el espacio entre las partculas de los tamices, lo que resultara en la

formacin de un bloque que sern muy difcil a ser removidos.

Las complicaciones resultantes del oxgeno en el sistema de hidrocarburosno estn limitadas a la produccin de sulfuro. La reaccin con los

hidrocarburos presentes, especialmente durante el calentamiento del ciclo

de regeneracin, puede generar coke muy pesado que se deposita en el

lecho y lo contamina.

Debido a que el oxgeno puede entrar al sistema por diferentes formas, es

una buena idea determinar la cantidad de oxgeno en un anlisis de rutinade la corriente de entrada. Si se detectan pequeas cantidades y adems la

fuente de donde provienen y se soluciona el problema evitando la entrada

del oxgeno a la corriente de alimentacin, es posible prevenir daos

severos en los tamices.

H2S y componentes de azufre: Son adsorbidos en los tamices 4 A Y 5 A. En

efecto los tamices moleculares en algunas ocasiones son usados pararemover cido sulfrico de la corriente de gas natural. Cuando H2S y

CO2 estn presentes en la corriente de alimentacin del gas, se deben

utilizar tamices especiales para minimizar la formacin de COS.

Otro tema en el cual es importante considerar la concentracin de H2S es

durante la regeneracin del lecho durante los ltimos 5-15 minutos. En

otras palabras, todo el H2S adsorbido en el desecante durante el ciclo de


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adsorcin es removido del lecho en intervalo corto de 5-15 minutos. Esto

puede aumentar la concentracin de H2S en el gas de regeneracin a

cientos o algunas veces miles de ppm. Dependiendo de la disposicin

delgas de regeneracin esto puede requerir quema temporal o la posterior

eliminacin de H2S en el gas de regeneracin.

Desafortunadamente, todos los componentes de azufre no estn diseados

para una fcil eliminacin de los tamices. Los mercaptanos ms pesados y

otras molculas ms grandes, con alto punto de ebullicin, los compuestos

de azufre, no proporcionan una eliminacin eficiente durante un ciclo

normal de regeneracin de los tamices moleculares. En consecuencia,tienden a influir en la edad del lecho y producir una reduccin de la

capacidad de este.

Metanol: Este es frecuentemente utilizado como inhibidor de hidratos en

los sistemas de produccin y recoleccin. La presin de vapor del metanol

es mayor que la del agua, por lo que cantidades significativas de metanol

pueden estar presentes en la fase vapor de la corriente de gas de entrada.Metanol es adsorbido en el tamiz 4 A, y reducir la capacidad del desecante

para adsorber agua. Si el metanol est presente en la corriente de gas de

alimentacin, se debe incluir una capacidad adicional en el diseo. En

algunas ha resultado el uso del tamiz 3 A para evitar la adsorcin del

metanol.

Altos puntos de roco

Se puede presentar que el gas de salida tenga un punto de roco superior al punto

de roco esperado o seleccionado en el diseo del tamiz y esto puede ser causado

por una regeneracin incompleta del desecante o por una refrigeracin incompleta

del desecante, manifestados en disminucin de la capacidad de adsorcin, por una

ruptura temprana que puede ser causada por un incremento en la longitud de la


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amina que se utilice, y del grado de acidez del gas. El ( )SH2

es el ms acido y

puede ser fcilmente removido. La concentracin de este componente, por lo

general se expresa en partes por milln sobre la base del volumen. Luego, por

ejemplo si un gas natural tiene 8000 ppm, V. Indica que el trminos porcentajes

en gas contiene 0,8% molar. Se recomienda eliminar este contenido cido antes de

transportarlo por un sistema de redes y/o tuberas. Por, lo general, cuando un gas

contiene sulfuro de hidrgeno, contiene tambin dixido de carbono, este ltimo

componentes es removido de la corriente con aminas, con una alta eficiencia.

En trminos, generales, en endulzamiento con aminas se puede sustentar en los

siguientes tpicos:

Amina Utilizada.

El tipo de solucin de amina utilizada en el proceso de endulzamiento depender

de la cantidad de gas cido en la corriente de gas. Si la concentracin de los gases

cidos esta por debajo de 5% en volumen, y el caudal a tratar es menor a 50

MMPCND se recomienda utilizar la MEA. Cuando el gas a tratar proviene de gasde refinera se debe de usar la DEA.

La Dietanolamina (DEA).La DEA es una amina secundaria y se obtiene haciendo

reaccionar a la MEA con el xido de Etileno,

La DEA a temperaturas mayores al ambiente es un lquido claro, higroscpico y

viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA tiene un peso molecular de 105,14Unidades de Masa Atmica (UMA). La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el

tratamiento de gas de refineras, en los cuales pueden existir compuestos

sulfurosos que pueden degradar la MEA, que es un uno de los principales

problemas operacionales de esta amina, en el proceso de endulzamiento de una

corriente de gas natural, a travs del proceso de absorcin de gases cidos. La

DEA se recomienda para el tratamiento de vapores conteniendo alto tenor de

sulfuro de hidrgeno La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la


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solucin se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reaccin de la DEA

con (COS) y (CS2) es ms lenta que con la MEA y los productos de la reaccin

son distintos, lo cual causa menores prdidas de amina al reaccionar con estos

gases.

Los procesos con DEA han sido diseados para operar con concentraciones

porcentuales de solucin entre 30 y 35 %P/P, incluso a esta concentracin la DEA

no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningn temor, que la solucin

vaya a aumentar el proceso de corrosin. La DEA se degrada en igual forma que

la MEA, pero los productos de degradacin tienden a hervir a la misma

temperatura, lo cual hace muy difcil separarlos por destilacin y no se usansistemas de recuperacin, ya que bajo estas precisas es un proceso muy difcil de

realizar.

Costo de una Planta de Amina:

La planta de endulzamiento con DEA tienen un mayor costo que con MEA, ahora

si el caudal de gas a tratar es menor que 25 MMPCND, utilizando MEA el costo

ser todava menor, por no requerir un tanque de venteo, como se necesita alutilizar otros solventes diferentes a la MEA, y que tambin se utilizan en el

proceso de absorcin de los gases cidos de la corriente de gas natural.

Punto de congelamiento de la amina.

En climas tropicales no se recomienda el uso de la DGA, ya que su punto de

congelamiento es (-40C). Mientras que la MEA tiene un punto de congelamientoa una temperatura de cero grado centgrado.

En todo caso, es necesario hacer resaltar que la seleccin de un proceso de

endulzamiento requiere de un minucioso anlisis de las caractersticas del gas que

se quiere tratar y de las condicione deseadas para el gas tratado. Desde, luego es

necesario hacer una evaluacin de la composicin del gas, del caudal, de las

condiciones climticas, regulaciones ambientales.


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Planta de Endulzamiento de Gas Natural con Aminas

Una planta de endulzamiento de gas natural con aminas secundarias, tiene varios

aspectos que hay que tener en cuenta para un eficiente proceso. En la figura 3 se

presenta un esquema tpico del proceso de endulzamiento por absorcin con

aminas.

Figura 3. Se presenta un proceso de endulzamiento con aminas

En la figura 3 se observa que el primer equipo de contacto del gas a endulzar es el

separador de entrada, es aqu donde se lleva a cabo la separacin de impurezas

lquida, que todava se encuentren en la corriente del gas natural, aqu deben de

quedar el agua y los hidrocarburos lquidos que se hayan condensados en procesos

previos, o simplemente en el proceso de transporte de la corriente de gas. El fluido

que sale del separador de entrada ingresa a la torre contactora, donde ocurre la

absorcin de los gases cidos.


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En la torre contactara la corriente de gas a endulzar debe de encontrarse en

contracorriente con la amina pobre. La amina tiene que ser enfriada antes de

ingresar a la torre contactora. Por el fondo de esta torre sale la amina rica, la cual

ingresa al tanque de vaporizacin, donde se le aplica calor, para lo cual se utiliza

gas combustible o gas metano, y al provocar calor se regenera el proceso: Hasta

que finalmente, sale el gas cido y la amina se recupera o recicla. Entre los

factores y/o procesos que afectan el proceso de endulzamiento con aminas se

encuentran:

Dimensionamiento apropiado de la planta de endulzamiento: Las

dimensiones de la planta, adems de que afecta la tasa de circulacin del

solvente es importante por los siguientes aspectos: se debe evitar

velocidades excesivas, agitacin y turbulencia y debe haber espacio

adecuado para la liberacin del vapor , tambin hay que tener en cuenta

que sobre la base de la composicin del gas natural y el contenido de los

gases cidos y caudal de gas a tratar, se debe de seleccionar el diseo de la

planta, y se podr definir el tipo de amina que se utilizar, tambin sepodr definir la concentracin de la solucin de amina a utilizar. Se tiene

que tener en cuenta la instalacin de un sistema de inyeccin de

antiespumante, lo mismo se debe de prever la instalacin de filtros para

slidos de tal forma de evitar el ingreso de partculas slidas al sistema,

como tambin evitar el ingreso de hidrocarburos lquidos que catalizan la

formacin de espumas, y pueden causar deficiencia del proceso de

endulzamiento, luego el proceso de remocin de los gases cidos de lacorriente de gas natural, no ser eficiente, y que adems puede tener un

alto costo energtico, tal como las impurezas pueden participar en la

reaccin trmica.

Acondicionamiento del gas de entrada. Especialmente es importante la

filtracin y remocin de lquidos presentes en el gas de entrada; tanto las

partculas slidas como los lquidos presentes en el gas ocasionan


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problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partculas de hasta

5 micrones.

Seleccin de materiales. La mayora de las plantas de aminas son

construidas con aceros inoxidables al carbono pero por las condiciones de

corrosin, presin y temperatura a las que tienen que trabajar es muy

comn operaciones de reposicin de piezas o partes por su estado de

alteracin por corrosin al cabo de tiempos de operacin relativamente

cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosin con

espesor de tolerancia para la misma de aproximadamente 1/8 de pulgada

para los recipientes y adems monitoreo del problema de corrosin.

Filtrado de la solucin Este es una de las claves ms importantes para el

funcionamiento adecuado de una planta de aminas. Generalmente los

operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el

hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de filtracin.

Los filtros remueven partculas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo

lodo que tratan de depositarse en los sistemas de endulzamiento; si estosmateriales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y crear

problemas de corrosin.Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la

solucin siendo el promedio entre 20 y 25%; mientras mayor sea el

porcentaje filtrado mejor ser la calidad de la solucin, pero se requiere

mayor mantenimiento de los filtros. La cada de presin a travs del filtro

se toma como referencia para el cambio del mismo. El tamao de poro del

filtro puede variar desde uno hasta 20 micrones dependiendo de lascaractersticas de las partculas a remover pero una seleccin de un filtro

de 10 micras es tpica y parece adecuada.

Prdidas y degradacin de las aminas: Este es un aspecto importante por

varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe reemplazar y esto

representa una fraccin apreciable de los costos de operacin. El solvente

degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosin y


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contribuye a la formacin de espumas. Las prdidas de solvente se pueden

reducir usando y filtros e instalando despojadores a la salida de contactora

y el regenerador, teniendo colchn de gas en el almacenamiento del

solvente y diseando adecuadamente los sistemas intercambiadores de

calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de

calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300F a 50 lpca y

cuando es aceite caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 F, ya

que de lo contrario habra graves problemas operacionales en el proceso.

Operacin del Regenerador Temperaturas altas de regeneracin mejoran

la capacidad de remocin de gases cidos pero tambin aumentan las

posibilidades de corrosin y de degradacin del solvente. Las soluciones

de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de

260 F Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presin del

regenerador requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede

resultar en temperaturas ms altas. El diseo del rehervidor tambin

involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entre

tubos para permitir la liberacin del vapor. Los tubos siempre deben estarcubiertos con algunas pulgadas de lquido y se debe garantizar un flujo

estable de calor que no exceda los 12000 )/( 2xhorapieBTU

Problemas de Corrosin Esta es quizs la principal preocupacin en la

operacin de una planta de endulzamiento y los procedimientos planteados

antes para controlar problemas de operacin en las plantas de

endulzamiento tambin sirven para controlar la corrosin. Una planta deaminas diseada adecuadamente debe tener posibilidades de instalacin de

cupones que permitan monitorear el problema de corrosin. Algunas veces

puede ser necesario el uso de inhibidores de corrosin, de tal forma de

minimizar el proceso de corrosin, y si esto ocurre caso se debe garantizar

la compatibilidad del inhibidor con la solucin del solvente para evitar

problemas de espumas y degradacin del solvente, pero que pueden

causar problemas de corrosin del proceso.


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5. Se desea determinar el dimetro del absorbedor para una

planta de deshidratacin con glicol, el caudal a deshidratar es

de 70MMPCND, la gravedad especfica del gas al aire es de

0,67. La presin y temperatura de operacin son 900 lpca y

110F. Determinar el contenido total del agua en el gas y los

equipos y etapas necesarias para el proceso de deshidratacin

del gas natural.

Utilizando la Correlacin de Bukacer

Esta correlacin permite determinar el contenido de agua en el gas natural, hasta

valores de presin de 10.000 (lpca), y valores de temperatura que oscila entre (-40

y hasta 230F). La ecuacin propuesta por el autor es:

BP

AW += (1)

En la ecuacin (1):

(W) representa el contenido total de agua en el gas dulce en (lb de agua/MMPCN)

(P) es la presin en (lpca).

(A) es una constante que depende de la temperatura, y representa el contenido de

agua en el gas en condiciones ideales.

(B) es una constante que depende de la temperatura y representa al valor del

contenido de agua a las condiciones operacionales, y depende de la composicin

del gas natural.


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Ambos valores se determinan a travs de correlaciones matemticas, y se

presentan en la tabla 3, en donde se observa que los valores de las constantes son

una funcin predominantemente de la temperatura.

Tabla 3 Constantes de R. BukaceKT(F) A B T(F) A B T(F) A B60 12200 5,77 62 13100 6,08 64 14000 6,4166 15000 6,74 68 16100 7,10 70 17200 7,1772 18500 7,85 74 19700 8,25 76 21100 8,6778 22500 9,11 80 24100 9,57 82 25700 10,0084 27400 10,50 86 29200 11,10 88 31100 11,6090 33200 12,20 92 35300 12,70 94 37500 13,3096 39900 14,00 98 42400 14,80 100 45100 15,30

102 47900 16,0 104 50800 16,70 106 53900 17,50108 57100 18,30 110 60500 19,10 112 64100 20,0114 67900 20,9 116 71800 21,8 118 76000 22,70120 80400 23,70 122 84900 24,70 124 89700 25,6126 94700 26,9 128 100000 28,0 130 106000 29,10132 111000 30,30 134 117000 31,6 136 124000 32,90138 130000 34,20 140 137000 35,60 142 144000 37,0144 152000 38,50 146 160000 40,00 148 168000 41,60150 177000 43,20 152 186000 44,90 154 195000 46,60156 205000 48,40 158 215000 50,20 160 225000 52,10

162 236000 54,10 164 248000 56,10 166 259000 58,20168 272000 60,30 170 285000 62,50 172 298000 64,80174 312000 67,10 176 326000 69,50 178 341000 72,00180 357000 74,80 182 372000 77,20 184 390000 79,90186 407000 82,70 188 425000 85,80 190 443000 88,40192 463000 91,40 194 483000 94,80 196 504000 97,70198 525000 101,00 200 547000 104,00 202 570000 118,00204 594000 111,00 206 619000 115,00 208 644000 119,00210 671000 122,00 212 690000 126,00 214 725000 130,00216 755400 134,00 218 785000 139,00 220 818000 143,00222 848000 148,00 224 881000 152,00 226 915000 157,00

228 950000 162,00 230 987000 166,00 232 1020000 171,00234 1060000 177,00 236 1140000 187,00 240 1190000 192,00242 1230000 198,00 244 1270000 204,00 246 1320000 210,0248 1370000 216,00 250 1420000 222,00 252 1470000 229,00254 1520000 235,00 256 1570000 242,00 258 1630000 248,00260 1680000 255,00 280 2340000 333,00 300 3180000 430,00320 4260000 543,00 340 5610000 692,00 360 7270000 869,00380 9300000 1090,0 400 11700000 1360,0 420 14700000 1700,0440 18100000 2130,0 460 22200000 2550,0


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Para el caso a tratar se asumir debido a la gravedad especfica que se trata de un

gas seco o pobre, y ya que no se posee informacin sobre la cantidad de gases

cidos se asumir que es un gas dulce. El contenido de agua en el gas ser

calculado a travs de la ec. de Bucacek (1)

Para una temperatura de 110 F A y B son 60500 y 19,10 respectivamente.

Aplicando la Ec (1) se tiene:

MMPCN

lb32,8610,19

900

60500=+=

lpcaW

El contenido de agua total en el gas es de 86,32MMPCN

lb

Para realizar un proceso de deshidratacin de gas natural con glicol a travs de la

absorcin, se necesitan los siguientes equipos:

Absorbedor de Glicol.

El absorbedor se conoce tambin como contactor y es una torre de platos o

empacada donde el gas cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente

con el glicol limpio o deshidratado. El nmero de platos, con lo cual debe de estar

conformada una torre de absorcin se determina a travs de los equilibrios

dinmicos, los cuales pueden ser utilizados para determinar el nmero de platos

de burbujeo utilizados en el proceso de absorcin.

Vlvulas de Expansin

Generalmente el glicol en el horno se encuentra a presin atmosfrica y en el

absorbedor se encuentra a alta presin, por ello es necesario utilizar una vlvula

para lograr controlar la cada de presin y el nivel de glicol en el absorbedor.


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intercambiadores as como numerosas clasificaciones, las cuales pueden basarse

en sus caractersticas fsicas, sus funciones y segn el proceso involucrado.

Regenerador

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. La mxima temperatura en la pared del tubo podra estar limitada hasta

unos 475 F y el flujo de calor a 6.800 (BTU/hora x pie 2).Los vapores de agua son

venteados a travs de un despojador que consiste de una columna rellena con un

serpentn en la parte superior o de 2 o 3 platos dentro de la columna. Esteserpentn condensa parte del vapor de agua para formar un reflujo en la columna

que permite remover la mayor cantidad de agua. En el caso de utilizar (TEG) se

puede lograr un grado de pureza de 98,7% P/P. Para evitar que se descomponga el

glicol, se recomienda no pasar las temperaturas de regeneracin de los niveles

mostrados en la tabla 4

Tabla 4 Temperaturas y Tipo de GlicolTemperatura limite F Tipo de Glicol

330 EG360 DEG400 TEG

Para mejorar an ms la pureza del (TEG) se agrega una corriente de gas de

despojamiento que es burbujeado a travs del glicol, en el horno, y que sale por el

tope con el vapor de agua, con este proceso se pueden lograr concentraciones del

(TEG) de gasta 99,5% P/P. El flujo de gas de despojamiento puede ser de 2 a10

(pie3/ gal) de glicol

Rehervidor

El rehervidor es un equipo por el cual se introduce la energa a la planta. Suple

las deficiencias energticas y se encarga de balancear termodinmicamente el

sistema. El equipo forma parte fundamental en el proceso de regeneracin y


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pureza del glicol. Su fuente de energa puede ser provista de una manera directa o

indirecta. Cuando esta fuente es de manera directa se usa el fuego como

combustin y si ella es indirecta se utilizan fluidos calientes como aceite o vapor

de agua. Cabe destacar que cuanto ms alta sea la pureza a la cual entra el glicol

en la torre contactora, mejor ser su capacidad de absorcin de agua, de all la

importancia de una buena regeneracin

Bomba

El tipo ms utilizado es el desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las

siguientes consideraciones: velocidad de la bomba la mayor a 300-350 RPM; el

lubricante no puede estar en contacto con el glicol y la mxima temperatura debombeo podra limitarse a 170 F, por lo general para asegurar el bombeo se

instala un acumulador de glicol.

Tanque de compensacin

Este equipo puede estar integrado al rehervidor o ser un recipiente separado,

donde se deposita el glicol regenerado; a travs de este se hace pasar una corriente

de gas para mejorar an ms la pureza del glicol, la cual se denomina corriente degas de despojamiento que va burbujeando a travs del glicol, en el horno y sale

por el tope con el vapor de agua.

Condensador de reflujo

Este es un equipo por donde pasa el glicol rico proveniente de la torre contactora

para ser calentado por la corriente de los vapores de agua provenientes del

rehervidor, este equipo est conectado a un equipo de destilacin regeneradora deglicol, por el cual pasan los vapores generados en el rehervidor.

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62326044 Refinacion Del Gas Natural

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