Deshidratacion Del Gas Natural

CAPITULO 1
DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL. ASPECTOS GENERALES

Introducción
Es normal que el en gas natural exista agua en estado vapor, la cantidad que los hidrocarburos gaseoso pueden transportar se mide con equipos adecuados llamados medidores del punto de rocío. Es obvio que este parámetro se puede referir tanto a los hidrocarburos líquidos como al agua, y el operador deberá tener lahabilidad necesaria para distinguir los depósitos de gasolina con respecto al agua.
La presión, la temperatura y la composición de la mezcla de hidrocarburos inciden en el comportamiento del sistema y en la cantidad de agua que puede retener; así, a presión constante, a medida que se enfría un volumen dado de gas natural, su capacidad de retención disminuye. La figura nos indica la cantidad de aguaque puede retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura. Esta grafica ha sido un soporte tradicional en la industria del gas natural para evaluar la cantidad de vapor de agua que transporta la mezcla.
Al analizar brevemente esta figura se pueden conocer los parámetros principales que gobiernan la presencia de agua en el gas. Las siguientes consideracionesservirán de soporte a los fines de análisis.
La grafica permite conocer el contenido de vapor de agua que transporta el gas, siempre que esté completamente saturado. Se mide en libras por cada millón de pies cúbicos de gas natural a condiciones normales (14.7 lpca y 60ºF), a la presión y temperatura a la cual se encuentre la mezcla de hidrocarburos. Esto indica que, a pesar de que el gas, como tal,puede estar a cualquier condición de presión y temperatura, el parámetro que se lee está referido a las condiciones atmosféricas.
Este contenido de agua se refiere al gas dulce (sin CO2 ni H2S) y puede ser corregido por efectos de la gravedad del gas y el contenido de sales. La presencia de sulfuro de hidrogeno y dióxido de carbono obliga a una corrección adicional. En este caso estamos suponiendoque se trata de un gas dulce y que, por tanto, no tiene componentes ácidos.
El llamado grafico de Mc Ketta, tiene una línea indicativa de las condiciones de presión y temperatura por debajo de las cuales se puede esperar la formación de hidratos. Lógicamente si el gas esta deshidratado esta predicción debe ser aplicada cuidadosamente porque solamente se depositara agua cuando las condiciones depresión y temperatura estén por debajo del contenido de agua residual que tenga el gas.

Corrección por el contenido de impurezas (CO2 y H2S)
Si el gas contiene las impurezas mencionadas, es necesario corregir el contenido de agua por el efecto de la acidez, para lo cual se utilizan las figuras que se muestran a continuación:
La figura 1-3 se emplea para calcular el contenido de agua queabsorbe el CO2a condiciones de saturación, (versión GPSA del sistema inglés o FPS y SI). Esta grafica superpone el contenido de agua en el gas dulce y el contenido de agua en el dióxido de carbono en estado puro a diferentes presiones y temperaturas. A pesar de que es la nueva versión, el diseñador deberá observar que la cantidad de agua reportada por esta curva difiere de manera notable de la quehasta ahora habíamos venido utilizando. (Fig. 1-4). Ello nos obliga a poner a prueba la validez de la curva mediante datos recogidos en el campo.
La figura 1-3b es la versión de la gráfica anterior para el sistema internacional e igualmente representa el contenido de agua en el CO2 a condiciones de saturación, (versión GPSA del sistema internacional).
La figura 1-4. (Agua absorbida por el CO2 encondiciones de saturación de JMC, versión FPS y SI) es la gráfica que tradicionalmente se venía empleando para determinar el agua contenida en el CO2 y que ha sido sustituida por la figura 1-3. Dado que los resultados obtenidos con ambas figuras difieren de manera notable se recomienda observar con cuidado el impacto sobre los diseños. La figura 1-4b es la versión del sistema internacional de la...