Deshidratación del gas natural 12

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
Introducción
Todo gas natural de producción está totalmente saturado con agua en su fase de vapor, porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además 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 cantidadde agua, es necesario deshidratar el gas por las siguientes razones:
1. Evitar formación de hidratos.
2. Cumplir con especificaciones como gas de venta.
3. Minimizar corrosión.
Para diseñar un sistema de deshidratación se requiere información preliminar tal como presión, temperatura, composición y rata de flujo de gas. Normalmente el gas está saturado cuando llega a la planta o cuando sale deuna unidad de endulzamiento.
Sin embargo, por lo regular la composición de entrada se suministra en base seca; por lo tanto, el contenido de agua del gas húmedo de entrada debe ser determinado.
Además, con base en la composición húmeda, debe determinarse la temperatura de hidrato a una presión dada, a fin de que el gas pueda ser deshidratado lo suficiente para evitar la formación de hidratosy cumplir con la especificación de contenido de agua.
La cantidad de agua a ser removida del gas húmedo o el contenido de agua en el gas seco, depende de cuál 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 rocío por agua.
Contenido De Agua En El Gas Natural
El contenido de agua de unacorriente de gas saturado, se puede determinar bien sea en forma manual o usando un programa de computador para simulación de procesos. El método manual que más 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 experimentalesdisponibles por ese tiempo, está limitada a gases dulces y no debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores de 5% mol (H2S y/o CO2).
Tanto el H2S como el CO2 contienen más agua a saturación que el metano o mezclas de gas natural dulce, particularmente a presiones por encima de 700 psia a temperatura ambiente; por lo tanto, a presiones por encuna de 700 psia, se debe hacer corrección porH2S y CO2.
Estas correcciones son significativamente más necesarias a más altas concentraciones y presiones.
Para la carta de la Fig. 20-3 del GPSA la corrección por gravedad de gas no debe usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por el efecto de ciertos hidrocarburos no siempre es adecuada, especialmente en la predicción de contenido de agua a presiones por encima de 1,500 psia.
La líneapara formación de hidratos es aproximada y no debe usarse para predecir condiciones de formación de hidratos.
El GPSA tiene dos métodos simples para determinar el contenido de agua de gases agrios. Sin embargo, el primer método que consiste en un promedio aditivo de la fracción mol correspondiente a los contenidos de agua en los constituyentes dulce y agrio, no es consistente y por lo tanto esinseguro.
Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas ácido por debajo de 40%, mediante el uso de la siguiente ecuación y las Figs. 20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.
W = yHC whc + yCO2 WCO2 +yH2S WH2S Ec. 3-1
Nótese que las Figs. 20-8 y 20-9 del GPSA suministran valores para el término contenido de agua "efectivo" de CO2 y H2S en mezcla de gas natural, el cual debe usarsesolamente en la Ec. 3-1. Estos no son contenidos de agua para C02 y H2S puros.
El segundo método del GPSA que se basa en el uso de las Figs. 20-10 y 20-11 es más seguro, pero tiene una aplicación limitada a 6,000 psia y requiere interpolación para determinada presión entre las dadas en las cartas.
Con gases que tienen CO2, el CO2 debe ser convertido a una concentración "equivalente" de H2S. Para...