La deshidratación con Glicol es el proceso más común utilizado par cumplir con las especificaciones de gas de venta en tuberías, y las especificaciones de campo ( levantamiento neumático [gas lift], combustible, etc.). Trietilén Glicol (TEG) es el glicol mas común usado en los sistemas de absorción. El Capítulo 18, de “Gas Conditioning and Processing [1] presenta el el diagrama de flujo de proceso, mas lo básico de los sistemas de glicol. Un parámetro clave en el dimensionamiento de la unidad TEG  de glicol es la temperatura de punto de rocío del gas saliente del la torre contactora. Una vez especificadas la temperatura de punto de rocío del gas seco, mas la presión del contactor, se pueden aplicar las cartas de contenido de agua similares a la Figura 1 en la referencia [2] para determinar en contenido de agua del gas pobre seco.  La concentración del Glicol pobre se relaciona de manera termodinámica al contenido de agua del gas seco , lo cual impacta los costos operacionales (OPEX), mas los de capital (CAPEX). Un menor contenido de agua en el gas seco requiere una mayor concentración del TEG. Este parámetro fija la concentración del TEG pobre intoducido al tope del contactor, y el número de platos (o altura de empaque) en la torre contactora.

La solución del  TEG rico  normalmente se regenera a presión baja, y temperatura alta. La mayor concentración que se logra en una unidad de regeneración atmosférica operando a una temperatura de degradación  de 404 °F (206°C) es  98.7  %  de peso.

Si  la concentración del glicol pobre requerida por el absorbedor para cumplir con la especificada temperatura del punto de rocío  es mayor que la citada, esto requiere que algún método para aumentar ésta concentración en el regenerador debe incorporarse en la unidad. Virtualmente todos estos métodos involucran la reducción de la presión parcial de la solución de glicol mediante la aplicación de un vacío, o el uso de un gas de arrastre en el regenerador.

Para los gases saturados con agua, la temperatura del punto de rocío se ubica un valor mayor o en la temperatura de formación de hidratos. Sin embargo, si el gas presenta condiciones de sub-saturación, la temperatura de formación de hidratos será mayor que el punto de rocío. Esto indica que a un punto de rocío especificado, existen dos valores de contenido de agua; el menor se establece en la temperatura de formación de hidratos, y la mayor en la  en el punto de rocío. De manera que el que diseña el sistema debe seleccionar uno de estos dos valores. Cual de los dos valores debe seleccionarse? La respuesta a la pregunta es: “depende”! El valor de menor contendio de agua implica mayor concentración del glicol pobre y consecuentemente mayor CAPEX, y OPEX .

En este previo del mes intentaremos responder esta pregunta estudiando un caso en donde la temperatura del punto de rocío especificada es menor que la temperatura de formación de hidratos. Pera ello discutiremos el contenido de agua de un gas natural en equilibrio con el hidrato, y cuando la fase de agua condensada es líquida.

La Figura 6.1 en la referencia [2] se basa en la suposición que la fase de agua condensada es un líquido. Sin embargo, a temperaturas menores que la de formación de hidratos  en el gas la fase “condensada” será un sólido (hidrato). El contenido de agua de un gas en equilibrio con el hidrato será menor que el equilibrio con un líquido metaestable.

La formación de hidratos es una función del tiempo. La tasa a la cual los cristales del hidrato se solidifican depende de varios factores incluyendo la composición del gas, presencia de los sitios de nucleación de cristales en la fase líquida, grado de agitación, etc. Durante este “período  transitorio de formación de hidratos” la fase líquida de agua presente se identifica como “líquido metaestable”. El agua metaestable es esa agua líquida, que en equilibrio, existirá como hidrato.

La Referencia [3] presenta data experimental indicando el contenido de agua de equilibrio en los gases en equilibrio con los hidratos. Data  de la Referencia [3] se presenta en la Figura 6.5 y se grafican como un cuadro rotado a 1000 lpca, ( 6,897 kPa). Con  propósitos comparativos, el agua contenido de agua “metaestable” de un gas (línea punteada), así como la temperatura de formación de hidratos ( línea sólida) calculado por ProMax [4] aplicando la ecuación de estado Peng Robinson {5] también se mustran. El contenido de los gases en la región de los hidratos es función fuerte de la composición. No se debe aplicar la Figura 1 para casos de otras composiciones de gas

Figure 1

Figura 1. Contenido de Agua de un gas conteniendo 94.69 mol% de metano, y 5.31 mol% propano en equilbrio con un hidrato a 1000 lpca (6,897 kPa)

Caso en Estudio:

Para demostrar el impacto del contenido de agua de un gas seco en equilibrio con un hidrato sobre la concentración del TEG, consideremos la mezcla del gas presentada ne la Figura 1. Este gas entra un contactor a 1000 lpca ( 6,897 kPa) y  100 °F (37.8°C) con un caudal de  144 MMPCSD (4.077 106 m3S/d). A esta condición, el contenido de agua del gas es 57.6 lb/MMPSC (922.4 kg/106 Sm3). Se requiere la deshidratación del gas a un punto de rocío de 5°F (-15°C) aplicando una unidad de deshidratación por TEG.

Resultados y discussion:
De acuerdo a la Figura 1, a una temperatura de 5°F (-15°C) el contenido de agua del gas es  1.2 lb/MMPCS (19.2 kg/106 m3 S) y 1.97 lb/MMPCS (31.5 kg/106 m3S) en equilbrio con agua metaestable e hidrato respectivamente. ProMax fue aplicado para simular esta unidad de TEG para el caso de tres etapas teóricas en la torre contactora. Los resultados de la simulación para estos casos de contendio de agua se presentan en la Tabla 1. Esta Tabla indica claramente que la concentración del TEG no son las mismas, y por consecuencia impactarán las condiciones de regeneración del TEG rico. La diferencia entre las concentraciones del TEG serán aun mayores a especificaciones menores para el punto de rocío.

Los resultados de simulación indican claramente que la selección del contenido del agua del gas seco como base de diseño impacta la concentración requerida del TEG rico, y consecuentemente los requerimientos de regeneración

Tabla 1. Comparación de los resultados de simulación para dos caso distintos de especificación de contenido de agua

Simulation Results Using ProMax Based on Water Dew Point Temperature of 5 °F (-15°C) Based on Hydrate Formation Temperature of 5 °F (-15°C)
Water Dew Point Temperature , °F (°C) 5.0 (-15.0) -6.2 (-21.2)
Hydrate Formation Temperature, °F (°C) 14.7 (-9.6) 5.0 (-15.0)
Water Content, lb/MMSCF (kg/106 Sm3) 1.97 (31.5) 1.20 (19.2)
Gallon/lb of Water Removed (liter/kg of Water Removed) 3.95 (32.9) 3.90 (32.4)
Lean TEG Weight % 99.45 99.72

Conclusiones:
Cuando se diseña sistemas de deshidratación, particularmente los de TEG, para lograr equilibrio con las especificaciones de un punto de rocío muy reducidas, es necesario determinar el contenido de agua del gas seco en equilibrio con el hidrato aplicando una correlación como la presentada en la Figura 6.1. Si un correlación metaestable es aplicada, se sobrestimará el contenido de agua de saturación del gas al punto de rocío especificado. Esto, a su vez,  pudiése resultar en un diseño de deshidratación que no es capaz de lograr la remoción del agua requerida. Donde no se dispone de información experimental, aplicación de una correlación basada en una EDE (EOS), que ha sido ajustada a data empírica puede proporcionar un estimado del contenido de agua en equilibrio con hidratos.

Para cumplir con las especificaciones de gasoductos, es normalmente aceptable aplicar el contenido de agua en equilibrio con la fase metaestable  (la línea punteada en la Figura 1) por cuanto la diferencia en los contenido de agua no es excesiva. Sin embargo, para las especificaciones  de los punto de rocío muy reducidos en donde se encuentra un proceso criogénico aguas abajo, se recomienda aplicar el contenido de agua en equilbrio con un hidrato ( la línea sólidaen la Figura 1).

Para informarse mas sobre casos similares y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a las siguientes sesiones de la John M. Campbell: G4 (Gas Conditioning and Processing) and G5 (Gas Conditioning and Processing-Special).

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By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 2, The Equipment Module, 8th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, 2002
  2. Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 1, The Basic Principles, 8th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, 2002
  3. Song, K.Y. and Kobayashi, R, “Measurement & Interpretation of the Water Content of a Methane-5.31 Mol% Propane Mixture in the Gaseous State in Equilibrium With Hydrate,” Research Report RR-50, Gas Processors Association, Tula, Oklahoma, 1982
  4. ProMax 3.1, Bryan Research and Engineering, Inc, Bryan, Texas, 2010.
  5. Peng, D. Y. and Robinson, D. B., I. and E. C. Fund, Vol. 15, p. 59, 1976.