capitulo2

FUNDAMENTOS DEL GAS NATURAL

ING. ANTONIO DE TURRISSEPTIEMBRE 2005

COMPORTAMENTO DE FASESDEL GAS NATURAL

COMPOSICION DEL RESERVORIO


DIAGRAMA P-V-T DE UNA SUSTANCIA PURA


DIAGRAMA P-T DE UNA SUSTANCIA PURA


SISTEMAS MULTICOMPONENTES


•EN ESTOS SISTEMAS SE ADICIONA LA COMPOSICION AL DIAGRAMA DE FASES

•PARA UNA SUSTANCIA PURA LA ENVOLVENTE DE FASES (HCI) ES UNA SUPERFICIE PLANA PARALELA AL EJE DE LA TEMPERATURA EN EL DIAGRAMA P-T

•PARA SISTEMAS MULTICOMPONENTES ESTA ENVOLVENTE DE FASES NO ES PLANA Y TIENE ESPESOR EL CUAL SE REFLEJA COMO UNA FUNCION DE LA COMPOSICION

DIAGRAMA T-P-x PARA EL SISTEMA C2-nC7


DIAGRAMA P-T PARA UN SISTEMA MULTICOMPONENTE


•ENVOLVENTE DE FASES•COMPOSICION DEFINIDA•CRICONDERBAR (N)•CRICONDENTERM (M)•PUNTO CRITICO (C)•REGION RETROGRADA

TERMINOS UTILIZADOS EN LA ENVOLVENTE DE FASES


•CRICONDENBAR: MAXIMA PRESION A LA CUAL PUEDEN EXISTIR LIQUIDO Y VAPOR (N)

•CRICONDENTERM: MAXIMA TEMPERATURA A LA CUAL EL LIQUIDO Y EL VAPOR PUEDEN COEXISTIR EN EQUILIBRIO (M)

•REGION RETROGRADA: AREA DENTRO DE LA ENVOLVENTE DE FASE DONDE OCURRE CONDENACION DE LIQUIDO POR UNA DISMINUICON EN LA PRESION O UN INCREMENTO EN LA TEMPERATURA (CONTRARIO AL COMPORTAMIENTO NORMAL)

•LINEAS DE CALIDAD: REPRESENTAN % CONSTANTES DE LIQUIDO O VAPOR Y SE INTERCEPTAN EN EL PUNTO CRÍTICO (C)

PROCESO DE CONDENSACION RETROGRADA ISOTERMICO(LINEA ABDE)


•A: FASE FLUIDA SIMPLE FUERA DE LA ENVOLVENTE DE FASES

•B: COMIENZA LA CONDENSACION. CONTINUA MIENTRAS REDUCE LA PRESION HASTA EL PUNTO D

•D: FUERA DEL AREA RETROGRADA MENOS LIQUIDO SE FORMA HASTA EL PUNTO E

•E: PUNTO DE ROCIO. DEBAJO DE EL NO SEFORMA LIQUIDO

UBICACIÓN DEL PUNTO CRITICO EN LA ENVOLVENTE DE FASES


•PARA GAS NATURAL EL PUNTO CRITICO SIEMPRE SE UBICA A LA IZQUIERDA DEL CRICONDENBAR PERO NO NECESARIAMENTE EN EL PUNTO MOSTRADO EN LA FIGURA. PUEDE SER MAS CERCANO AL PUNTO N

•LA UBICACIÓN DE C ES IMPORTANTE PORQUE FIJA LA PENDIENTE DE LAS LINEAS DE CALIDAD QUIENES DEFINEN LA RELACION LIQUIDO – VAPOR DENTRO DE LA ENVOLVENTE

•PARA SISTEMAS DE COMPONENTES PESADOS, EL PUNTO CRITICO PUEDE ESTAR A LA DERECHA DEL CRICONDENBAR

EFECTO DE LA COMPOSICION SOBRE LA ENVOLVENTE


•2 DE LAS LINEAS SON LAS CURVAS DE PRESION DE VAPOR DE LOS COMPONENTES PUROS (C1, C3)QUE TERMINAN EN SUS PUNTOS CRITICOS

•LA LINEA PUNTEADA REPRESENTA LA TANGENTEA TODAS ENVOLVENTES DE FASE POSIBLE EN EL PUNTO CRITICO (LOCALIZACION CRITICA)

•SE OBSERVA QUE AL VARIAR LA COMPOSICION CAMBIA LA FORMA Y LOCALIZACION DE LAENVOLVENTE

•LA LOCALIZACION CRITICA MUESTRA QUE LAPOSICION DEL PUNTO CRITICO DEPENDE DE LA COMPOSICION

•LA PRECISION EN LA PREDICCION DE LIQUIDO ARECUPERAR DEPENDE DE LA CALIDAD OBTENIDAPARA LOS DATOS DE LAS FASES

•LA PREDICCION PRECISA DEL PUNTO DE ROCIO YBURBUJA PUEDE SER CRITICO PARA EL DISEÑO YOPERACIÓN

EFECTO DE LA CARACTERIZACION C7

+ SOBRE LA ENVOLVENTE


•ANALIZAR LA FRACCION C6+ Y C7+ NO ES RUTINARIO EN UNA MEZCLA DE GAS NATURAL SIN EMBARGO TIENE UN EFECTO IMPORTANTE SOBRE LA FORMA DE LA ENVOLVENTE DE FASES

•A TRAVES DE TECNICAS CROMATOGRAFICAS ESPECIALES SE PUEDEN CARACTERIZAR COMPONENTES MAS PESADOS QUE C-6 Y C-7 (ANALISIS EXTENDIDO)

•SE MUESTRA 4 CARACTERIZACIONES DISTINTAS INCLUYENDO UNA CARACTERIZACION COMPLETA POR DESTILACION

EFECTO DEL CO2 Y H2S SOBRE LA ENVOLVENTE


•PUESTO QUE EL AGUA TIENE UNA BAJA PRESION DE VAPOR Y ES PRACTICAMENTE INMISCIBLES EN LA FASE DE HIDROCARBURO LIQUIDO EL AGUA NO TIENE UN EFECTO SIGNIFICATIVO EN LA FORMA DE LA ENVOLVENTE DE FASE EXCEPTO A BAJAS PRESIONES Y ALTAS TEMPERATURAS

•EL N2 SUBE EL CRICONDENBAR DE LA MEZCLA Y DISMINUYE LA MISCIBILIDAD. ALGUNAS VECES SE UTILIZA PARA MANTENER LA PRESION DEL YACIMIENTO.

•EL CO2 Y EL H2S BAJAN EL CRICONDENBAR DE LA MEZCLA

USO DE LA ENVOLVENTE PARA PREDECIR TIPO DE RESERVORIO


•RESERVORIO 1: DE CRUDO INSATURADO. T<TC POR ENCIMA PUNTO BURBUJA. NO HAY GAS A LAS CONDICIONES DEL RESERVORIO. SE FORMA GAS AL ALCANZAR PBURB

•RESERVORIO 2: DE CRUDO VOLATIL.

T<TC. PRESENTA MAYOR GOR QUE R1. SE FORMA GAS AL ALCANZAR PBURB

•RESERVORIO 3: DE CONDENSADO Y GAS. TC < T <TN.SE FORMA LIQUIDO AL DISMINUIR P EN LA ZONA RETROGRADA. FUERA DE ELLA SE EVAPORA LIQUIDO

•RESERVORIO 4: DE GAS. T TN. NO HAY FORMACION DE LIQUIDO A NINGUN VALOR DE P EN EL RESERVORIO.

•NO SE PUEDE DECIR LO QUE OCURRE EN EL RESERVORIO EN FUNCION DE LO QUE SE OBTIENE EN LA SUPERFICIE.

ENVOLVENTE PARA CUATRO TIPOS DE RESERVORIOS


•LAS ENVOLVENTES DE FASES SON DIFERENTES PARA CADA RESERVORIO DEBIDO A LAS DIFERENTES COMPOSICIONES DE CADA RESERVORIO

•LOS COMPONENTES PESADOS DESPLAZAN EL PUNTO CRITICO HACIA LA DERECHA.

OBTENCION DEL GAS NATURAL

•Se obtiene del subsuelo mediante perforaciones. Se encuentra en cavidades formadas por rocas impermeables.

OBTENCION DEL GAS NATURAL


ESQUEMA TIPICO DE PRODUCCION DEL GAS NATURAL


ESQUEMA TIPICO DE PRODUCCION DEL GAS NATURAL


ESQUEMA TIPICO DE UNA PLANTA DE PROCESAMIENTO DE GAS


RAZONES PARA TRATAR EL GAS NATURAL


•ELIMINAR LOS PROBLEMAS CAUSADOS POR LAS IMPUREZAS EN LOS EQUIPOS DE TRANSPORTE Y PROCESAMIENTO DEL GAS

FORMACION DE HIDRATOS DEBIDO A LA PRESENCIA DE AGUACORROSION DEBIDO A LA PRESENCIA DE AGUA, H2S Y CO2

• ALCANZAR LAS ESPECIFICACIONES COMERCIALES DEL GAS

PUNTO DE ROCIOCONTENIDO DE HUMEDADPODER CALORIFICOREGULACIONES AMBIENTALES

• RECUPERACION DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN)

RECUPERAR LPG, PROPANO Y BUTANOSRECUPERAR ETANORECUPERAR HIDROCARBUROS PESADOS

ESPECIFICACIONES COMERCIALES DEL GAS NATURAL


PODER CALORIFICOPODER CALORIFICO

(KCAL/Nm(KCAL/Nm33))

9350 a 94509350 a 9450

PODER CALORIFICOPODER CALORIFICO

(BTU/scf)(BTU/scf)

998 a 1008998 a 1008

PUNTO DE ROCIO PUNTO DE ROCIO

A 83.1 bar abs (ºC)A 83.1 bar abs (ºC)

< -6< -6

CONTENIDO DE AGUACONTENIDO DE AGUA

(ppm vol)(ppm vol)

<< 50 50

CONTENIDO DE CCONTENIDO DE C55++

(% mol)(% mol)

< 0.5< 0.5

ESQUEMAS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL


•SEPARACION DEL GAS DEL LIQUIDO

AGUAS ABAJO DEL CABEZAL DE LOS POZOS

• REMOCION DE AGUA

EL AGUA SIEMPRE ESTA ASOCIADA A LA PRODUCCION DE GAS

• REMOCION DE H2S/CO2

REQUERIDO PARA GASES ACIDOS

• RECUPERACION DE LGN

PARA SATISFACER EL PUNTO DE ROCIO Y PODER CALORIFICO DEL GAS COMERCIALCUANDO SE REQUIERE RECUPERAR ETANO, LPG O MAS PESADOS

SEPARACION DE FASES

SEPARACION DEL GAS DEL LIQUIDO


•FASES CON DIFERENTES DENSIDAD TENDRAN DIFERENTE MOMENTO POR ELLO OCURRE LA SEPARACION DE FASES

•SEPARADOR VERTICAL UTILIZADO EN SISTEMAS CON ALTA RELACION GAS/LIQUIDO O VOLUMEN TOTAL DE GAS BAJO

• SEPARADOR HORIZONTAL UTILIZADO EN SISTEMAS QUE MANEJAN ALTOS VOLUMENES Y GRAN CANTIDAD DE GAS DISUELTO EN LIQUIDO

•SEPARADOR ESFERICO UTILIZADO OCASIONALMENTE PARA ALTAS PRESIONES DONDE SE REQUIERE UN TAMAÑO COMPACTO Y LOS VOLUMENES DE LIQUIDOS SON PEQUEÑOS

•SEPARAR LA MAYOR CANTIDAD DE LÍQUIDO DEL GAS A TRAVÉS DE BAFFLES QUE DESVÍAN LA CORRIENTE DE ENTRADA, ABSORBIENDO EL MOMENTO DEL LÍQUIDO Y DIRIGIÉNDOLO HACIA ABAJO EN EL SEPARADOR

•REMOVER LAS GOTAS DE LÍQUIDO PRESENTES EN LA CORRIENTE DE GAS

•REMOVER LAS BURBUJAS DE GAS QUE PUEDAN ESTAR PRESENTE EN EL SENO DEL LÍQUIDO

•SEPARAR LA FASE GASEOSA Y LÍQUIDA DE TAL FORMA QUE SE EVITE EL REMEZCLADO DE LAS MISMAS.

FUNCIÓN DE LOS SEPARADORES


TIPOS DE SEPARADORES

SEPARACION TRIFASICO GAS-LIQUIDO-LIQUIDO


SEPARADOR HORIZONTAL DE UNA CARCASA


SEPARADOR HORIZONTAL DE CARCASA DOBLE


SEPARADOR VERTICAL


SEPARADOR ESFERICO


ELIMINADORES DE NIEBLA


COMPARACION DE SEPADORES


COMPORTAMIENTO DE FASESAGUA - HIDROCARBURO

CONTENIDO DE HUMEDADDEL GAS NATURAL

•DEPENDE DE LA PRESION, TEMPERATURA Y COMPOSICION DEL GAS

•EL CONTENIDO DE HUMEDAD EN EL GAS AUMENTA AL DISMINUIR LA PRESION O AL AUMENTAR LA TEMPERATURA

• A BAJAS PRESIONES (hasta 60 psia - 400 kPa) SE UTILIZA LA LEY DE RAOULT:

P Yw = Pv Xw

DONDE:

P: Presión absoluta del sistemaYw: Fracción molar del agua en la fase de vaporPv: Presión de vapor del agua a la temperatura del sistemaXw: Fracción molar del agua en la fase líquida = 1.0

CONTENIDO DE AGUA DEL GAS NATURAL


•EL CONTENIDO DE HUMEDAD TAMBIEN SE OBTIENE DE GRAFICAS EMPIRICAS EN FUNCION DE P Y T PARA GAS POBRE Y DULCE (FIGURA 6.1) Y TOMANDO EN CUENTA LA PRESENCIA DE GASES ACIDOS (H2S Y CO2) CON LAS FIGURAS 6.2 Y 6.3 Y LA ECUACION:

W = Y Whc + Y1 W1 + Y2 W2

DONDE:

W: Contenido de agua en el gas con H2S y CO2

Whc: Contenido de agua del hidrocarburo pobre y dulce (figura 6.1)W1: Contribución del CO2 al contenido de agua (figura 6.2)

W2: Contribución del H2S al contenido de agua (figura 6.3)Y: Fracción molar del hidrocarburoY1: Fracción molar del CO2Y2: Fracción molar del H2S



FIGURA 6.1: CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS NATURAL


FIGURA 6.2: CONTRIBUCION DEL CO2 AL CONTENIDO DE AGUA


FIGURA 6.3: CONTRIBUCION DEL H2S AL CONTENIDO DE AGUA


•EL CONTENIDO DE HUMEDAD DE GASES ACIDOS SE OBTIENE COMO MÉTODO RÁPIDO CON LA FIGURA 6.4 EN FUNCION DE P, T y H2S(equiv) CALCULADO CON LA ECUACION:

H2S (equiv) = % H2S + 0.75 (%CO2)

• EL N2 RETIENE ENTRE 6-9 % MENOS DE AGUA QUE EL CH4 Y LOS HC´S PESADOS AUMENTAN EL CONTENIDO DE HUMEDAD.

•EN MUCHOS SISTEMAS DE PRODUCCION DONDE COEXISTEN TANTO N2 COMO PESADOS EL EFECTO GLOBAL TIENDE A CANCELARSE.



FIGURA 6.4: CONTRIBUCION DEL CO2 AL CONTENIDO DE AGUA


FORMACION DE HIDRATOS ENEL GAS NATURAL

ESTRUCTURA DE HIDRATOS DEL GAS NATURAL


UN HIDRATO ES UNA COMBINACIÓN FÍSICA DE AGUA Y OTRAS MOLÉCULAS PARA PRODUCIR UN SÓLIDO EL CUAL TIENE LA APARIENCIA FÍSICA DEL HIELO

•HAY DOS ESTRUCTURAS CRISTALINASPARA LOS HIDRATOS DEL GAS

•LAS MOLECULAS PEQUEÑAS (CH4, C2H6, H2S) FORMAN UNA ESTRUCTURA PENTAGONAL DODECAEDRICA (ESTRUCTURA I) CON 46 MOLECULAS DE H20 POR MOLECULA DE GAS

•LAS MOLECULAS MAS GRANDES (C3H8, IC4H10) FORMAN UNA ESTRUCTURA DE DIAMANTE PENTAGONAL DODECAEDRICA (ESTRUCTURA II) CON 136 MOLECULAS DE H20 POR MOLECULA DE GAS

•LAS MEZCLAS DE GASES (GAS NATURAL) FORMAN HIDRATOS DEL LA ESTRUCTURA II

•EL n-C4 PUEDE FORMAR HIDRATOS PERO ES MUY INESTABLE

•CON LA EXCEPCION DEL NEOPENTANO, TODOS LOS HIDROCARBUROS PARAFINICOS MAS PESADO QUE LOS BUTANOS NO FORMAN HIDRATOS

•UNA MEZCLA DE GAS NATURAL FORMA HIDRATOS MAS RAPIDAMENTE QUE CUALQUIER COMPONENTE PURO.

•EL HIDRATO SE PUEDE FORMAR SOLO SI EL GAS ESTA SATURADO CON AGUA


ESTRUCTURA DE HIDRATOS DEL GAS NATURAL

CONDICIONES QUE FAVORECEN LA FORMACION DE HIDRATOS DEL GAS NATURAL


•GAS A LA TEMPERATURA DE ROCÍO O POR DEBAJO DE ESTA

•PRESENCIA DE AGUA LIBRE

•BAJA TEMPERATURA

•ALTA PRESIÓN

•ALTA VELOCIDAD

•PULSACIONES DE PRESIÓN

•PRESENCIA DE CRISTALES DE HIDRATO

•PRESENCIA DE CODO, ORIFICIOS, TERMOPOZOS, ETC..

CONDICIONES DE FORMACION DE HIDRATOSPARA COMPONENTES DEL GAS NATURAL


•ABAJO Y A LA DERECHA DELAS LINEAS NO ES POSIBLE LA FORMACION DE HIDRATOS

•EN UN PUNTO LA LINEA DE FORMACION DE HIDRATOS DE LOS COMPONENTES PUROS SE VUELVE VERTICAL DONDE COINCIDE CON LA LINEA DE PRESION DE VAPOR DEL COMPONENTE

COMPORTAMIENTO DE FASES DEL SISTEMA PROPANO - AGUA


•POR DEBAJO DE O ºC HIELO E HIDRATOS ESTAN PRESENTES POR ENCIMA DE LA CURVA DE CONGELAMIENTO Y POR DEBAJO SOLO HIELO Y VAPOR

•POR ENCIMA DEL PUNTO DE CONGELAMIENTO Y A LA IZQUIERDA DE LA CURVA DE FORMACION DE HIDRATOS LA UNICA FASE SOLIDA PRESENTE ES EL HIDRATO

•LA INTERSECCION DE LAS CURVAS DE PRESION DE VAPOR Y FORMACION DE HIDRATOS ES UNA LINEA VERTICAL Y REPRESENTA LA MAXIMA TEMPERATURA DE FORMACION DE HIDRATOS DEL COMPONENTE PURO

CURVA CARACTERISTICAS DE FORMACION DE HIDRATOS PARA EL GAS NATURAL


•EL MISMO COMPORTAMIENTO GENERAL OCURRE PARA MEZCLAS DE GASES

•LA LINEA FEGC ES LA LINEA DE ROCIO PARA LA MEZCLA

•LA PENDIENTE DE LA CURVA DE HIDRATO (FGH) DEPENDE DE LA CANTIDAD DE HIDROCARBURO LIQUIDO EN EL SISTEMA.

•AL AUMENTAR EL LIQUIDO AUMENTA LA PENDIENTE •EL PROCEDIMEINTO GENERAL PARA PREDECIR LA FORMACION

DEL HIDRATO CONSISTE EN DOS PASOS BASICOS:

USAR UNA CORRELACION ADECUADA PARA ESTABLECER LA POSICION DE LA CURVA DE ROCIO FEGCUSAR UNA CORRELACION ADECUADA PARA HALLAR LA CURVA DE FORMACION DE HIDRATOS FGH

CORRELACIONES PARA PREDECIR LA FORMACION DE HIDRATOS


EXPANSION PERMISIBLE DE UN GAS NATURAL DE GE=0.6 SIN LA FORMACION DE HIDRATOS


EXPANSION PERMISIBLE DE UN GAS NATURAL DE GE=0.7 SIN LA FORMACION DE HIDRATOS


METODOS DE PREDICION DE HIDRATOS DEL GAS NATURAL


•CONSTANTE DE EQUILIBRIO SOLIDO-VAPOR (KV-S)

UN CÁLCULO DEL TIPO PUNTO DE ROCÍO SE REALIZA UTILIZANDO LOS VALORES DE K V-S MOSTRADOS EN LAS FIGURAS 6.11 A 6.15 PARA EL C1, C2, C3, i-C4, CO2, H2S Y n-C4 RESPECTIVAMENTE

DONDE:

YI: FRACCIÓN MOLAR DE CADA COMPONENTE EN EL GAS

•KV-S PARA EL N2 SE CONSIDERA INFINITO.

1.0K

y

sv

i

VALORES DE K V-S PARA PROPANO


VALORES DE K V-S PARA I-BUTANO




OTROS MÉTODOS UTILIZADOS PARA PREDECIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS SON:

•TREKELL-CAMPBELL

•MCLEOD-CAMPBELL

•ECUACIONES DE ESTADO.

•BAILLE / WICHERT (FIGURA 20-27)



INHIBICION DE HIDRATOS



• LA FORMA IDEAL DE PREVENIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS ES MANTENER LAS TUBERIAS Y LOS EQUIPOS LIBRES DE AGUA LÍQUIDA.

• SI SE DECIDE OPERAR UNA TUBERÍA DE GAS CON LA PRESENCIA DE AGUA LIBRE Y A UNA TEMPERATURA POR DEBAJO DE LA TEMPERATURA DE FORMACIÓN DE HIDRATO, ES NECESARIO IMPLEMENTAR UN MECANISMO DE INHIBICIÓN DE HIDRATOS EN EL SISTEMA.

• MUCHOS MATERIALES SE PUEDEN ADICIONAR AL AGUA PARA DISMINUIR TANTO LA TEMPERATURA DE CONGELAMIENTO COMO LA TEMPERATURA DE FORMACIÓN DE HIDRATOS.

• UN ALCOHOL (METANOL) O UN GLICOL (DEG, EG) SE INYECTA COMO UN INHIBIDOR.

• TODOS ELLOS SE PUEDEN RECUPERAR Y RECIRCULAR, AUNQUE RECUPERAR EL METANOL MUCHAS VECES NO ES RENTABLE.



• EL METANOL SE PUEDE UTILIZAR DE FORMA EFECTIVA A CUALQUIER TEMPERATURA.

• EL DEG NO SE RECOMIENDA A TEMPERATURAS POR DEBAJO DE -10 ºC DEBIDO A SU VISCOSIDAD Y DIFICULTAD DE SEPARACIÓN AL ESTAR PRESENTES HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.

• POR ENCIMA DE LOS -10 ºC SE PREFIERE EL USO DEL DEG PUESTO QUE ORIGINA MENORES PÉRDIDAS POR VAPORIZACIÓN QUE EL EG Y EL METANOL.

• EL FLUJO DE INYECCIÓN TOTAL ES EL REQUERIDO PARA PROVEER LA CONCENTRACIÓN DE INHIBIDOR NECESARIA EN EL AGUA LÍQUIDA MÁS EL INHIBIDOR QUE PUEDA PASAR A LA FASE DE VAPOR.

DETERMINACION DE LA CONCENTRACION MINIMA DE INHIBIDOR


• ECUACION DE HAMMERSCHMIDT´S: PARA CONCENTRACION DE MeOH NO MAYOR AL 25 % Y EG NO MAYOR A 50-60 % EN PESO

DETERMINACION DE LA CONCENTRACION MINIMA DE INHIBIDOR


• ECUACION DE NIELSEN-BUCKLIN: PARA CONCENTRACION DE MeOH HASTA 50 % Y EG HASTA 70 % EN PESO

FRACCION MOLAR VS % EN PESO DE MeOH EN AGUA


DETERMINACION DEL FLUJO DE INYECCION DE INHIBIDOR


• UNA VEZ CALCULADA LA CONCENTRACION DEL INHIBIDOR SE OBTIENE LA MASA REQUERIDA DEL MISMO EN LA FASE ACUOSA

PÉRDIDA DE INHIBIDOR A LA FASE DE HIDROCARBURO


• SE PIERDE DEBIDO A SU SOLUBILIDAD EN EL HIDROCARBURO EN FASE LÍQUIDA O VAPOR.

• PARA LOS SISTEMAS CON GLICOL ESTAS PÉRDIDAS SON PEQUEÑAS.

• LAS PERDIDAS DE METANOL SON MAYORES, SOBRE TODO EN LA FASE GASEOSA.

• LA SOLUBILIDAD DEL METANOL EN LA FASE DEL HIDROCARBURO LÍQUIDO ES BAJA, SIN EMBARGO, EN SISTEMAS QUE CONTIENEN CANTIDADES SUSTANCIALES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS LAS PÉRDIDAS TOTALES EN LA FASE LÍQUIDA PUEDEN SER SIGNIFICATIVAS.

• A TRAVES DE FIGURAS SE PUEDE ESTIMAR LAS PÉRDIDAS POR VAPORIZACIÓN Y SOLUBILIDAD EN LA FASE LIQUIDA

Pérdidas de Glicol

Vapor 3.5 l / MMm3E 0.23 lbm/MMPCE

Líquida Despreciable Despreciable


PÉRDIDAS DE METANOL A LA FASE DE VAPOR A BAJA PRESIÓN


PÉRDIDAS DE METANOL A LA FASE DE VAPOR A ALTA PRESIÓN


SOLUBILIDAD DEL METANOL EN HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

PERDIDAS DEL GLICOL


• LAS PRINCIPALES PÉRDIDA DE GLICOL NO OCURREN POR VAPORIZACIÓN SINO DURANTE LA REGENERACIÓN, POR FUGAS, CONTAMINACIÓN CON SALES Y PÉRDIDAS EN LA SEPARACIÓN DEL HIDROCARBURO DE LA FASE ACUOSA DEL GLICOL.

• LAS PÉRDIDAS POR REGENERACIÓN DEBEN SER PEQUEÑAS EN UNA UNIDAD BIEN DISEÑADA A MENOS QUE LA CONTAMINACIÓN CON SALES TIENDAN A OBSTRUIR LA COLUMNA DE REGENERACIÓN.

• LAS SALES SON UN PROBLEMA DEBIDO A QUE EL AGUA SE DESTILA Y LA SAL QUEDA. LAS SALES SE PUEDEN REMOVER DEL GLICOL EN UN RECUPERADOR DE DESTILACIÓN AL VACÍO O POR DRENAJE Y ENJUAGUE DEL SISTEMA Y REEMPLAZANDO EL GLICOL CONTAMINADO CON GLICOL NUEVO.

REGENERACIÓN DEL INHIBIDOR - GLICOL


• UNA PARTE INTEGRAL DE UN SISTEMA DE INHIBICIÓN ES LA REGENERACIÓN DEL INHIBIDOR.

• EL GLICOL CASI SIEMPRE SE REGENERA DEBIDO A SUS ALTOS COSTOS.

• EL GLICOL SE REGENERA A PRESIÓN ATMOSFÉRICA A UNA CONCENTRACIÓN TÍPICA DE EG POBRE DE 80 % Y A UNA TEMPERATURA DE REGENERACIÓN DE 121-127 ºC.

• LA TEMPERATURA DE REGENERACIÓN MÁXIMA ES DE 164 ºC DEBIDO A LA DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA DEL GLICOL.

• LA VOLATILIDAD RELATIVA DEL AGUA AL EG ES 30, POR LO QUE LA REGENERACIÓN REQUIERE SÓLO UNAS POCAS ETAPAS TEÓRICAS.

• EL CALOR DEL REHERVIDOR PROVIENE DE ACEITE CALIENTE, COMBUSTIÓN LADO TUBOS, VAPOR O SERPENTINES ELÉCTRICOS.

• LAS SALES SE ACUMULAN EN EL GLICOL. CUANDO SE SATURA, PRECIPITAN EN EL EMPAQUE DE LA COLUMNA, SOBRE LAS SUPERFICIES DE TRANSFERENCIA DE CALOR Y EN LOS FILTROS.

REGENERACIÓN DEL INHIBIDOR - METANOL


• EL METANOL PUEDE O NO SER REGENERADO DEPENDIENDO DEL FLUJO DE INYECCIÓN, SI ES CONTINUO O INTERMITENTE, Y POR LAS REGULACIONES LOCALES DE DESCARGAS AMBIENTALES.

• LA REGENERACIÓN DEL METANOL POR FRACCIONAMIENTO, ES MAS DIFÍCIL. LA VOLATILIDAD RELATIVA DEL METANOL Y AGUA A LA PRESIÓN ATMOSFÉRICA ES CERCA DE 2.5.

• EL METANOL SE REGENERA A MUY ALTAS CONCENTRACIONES ALREDEDOR DEL 99 %.

• LA CONCENTRACIÓN DE METANOL EN EL AGUA (EN EL PRODUCTO DE FONDO) SON BASTANTE BAJAS PARA EVITAR LAS PÉRDIDAS DE METANOL Y CONSEGUIR LOS ESTÁNDARES AMBIENTALES LOCALES.

• LA COLUMNA DE DESTILACIÓN ES BASTANTE ALTA, ENTRE 20-30 M.

• LA TORRE OPERA CERCA DE LA PRESIÓN ATMOSFÉRICA Y LA TEMPERATURA DEL REHERVIDOR ESTA ENTRE 100-105 ºC.

PROCESO TÍPICO DE INYECCIÓN DE EG A UNA SISTEMA DE REFRIGERACIÓN


CRISTALIZACIÓN DEL GLICOL


• LOS GLICOLES NO SE SOLIDIFICAN PERO SI FORMAN UNA SOLUCIÓN ESPESA QUE NO FLUYE ADECUADAMENTE.

• LA CANTIDAD TOTAL DE AGUA A SER INHIBIDA ES LA DEL SISTEMA MAS LAS INYECTADA CON EL GLICOL.

• CON EG Y DEG EL REHERVIDOR NO DEBE OPERAR POR ENCIMA DE LOS 150-160 ºC PARA MINIMIZAR LA DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA.

CRISTALIZACIÓN DEL GLICOL


• LA FIGURA MUESTRA EL PUNTO DE CONGELAMIENTO PARA LOS 3 GLICOLES MAS COMUNES.

• LAS CURVAS ALCANZAN UN MINIMO.

• PARA UNA TEMPERATURA DADA LA CONCENTRACION DE GLICOL SE DEBE MANTENER ENTRE LAS LINEAS.

• UN VALOR DE 60-70 % ES SEGURO PARA CUALQUIER TEMPERATURA.

INHIBICION DE HIDRATOS POR CALENTAMENTO INDIRECTO


•SE UTLIZAN EN SISTEMA DE RECOLECCION DE GAS

•CONSISTEN DE UNA CARCAZA EXTERIOR, UNA CAJA DE FUEGO, SERPENTINES DE FLUJO, BAÑO DE AGUA O AGUA-GLICOL, SISTEMA DE CONTROL DE GAS COMBUSTIBLE

•SE INHIBEN LOS HIDRATOS POR UN AUMENTO DE LA TEMPERATURA DEL GAS

Date post:	13-Nov-2014
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