martes, 9 de agosto de 2011

DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL

INTRODUCCIÓN
La deshidratación del gas natural juega una parte importante en la producción de gas natural. Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.

El gas natural cumple una importante función social en Venezuela, desde el punto de vista de los servicios que presta a los sectores de la comunidad en general. Es un combustible de excelente calidad, limpio y de fácil transporte y ha reemplazado con grandes ventajas a combustibles tradicionales como la leña, el carbón y el kerosene, evitando la degradación y tala de árboles.
En general, la corriente de gas natural posee, impurezas o contaminantes como nitrógeno, hidrógeno, anhídrido carbónico, y sulfuro de hidrógeno. El hidrógeno y el nitrógeno son gases inertes que solo van a afectar el poder calorífico del gas y también, lógicamente, el costo de transporte. Mientras que el anhídrido carbónico (CO2) y el sulfuro de hidrógeno, forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Estas sustancias son muy indeseables y deben eliminarse del gas natural.
El contaminante al que hay que prestarle suma importancia es el agua, siempre presente en el gas proveniente del yacimiento, ya que produce corrosión y formación de hidratos. Los hidratos son inclusiones sólidas que se forman cuando los hidrocarburos del gas natural están en contacto con el agua líquida bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.
El acondicionamiento del gas natural consta de dos procesos fundamentales: la deshidratación y el endulzamiento. El primero consiste en la eliminación del excedente de agua presente en la corriente gaseosa por medio de una técnica denominada deshidratación que será el tema central del presente trabajo de investigación.

DESARROLLO
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua.
FORMACIÓN DEL AGUA EN EL PETRÓLEO
Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 μm.
PLANTA DESHIDRATADORA
Una Planta Deshidratadora es una instalación compuesta fundamentalmente por equipos destinados a separar el agua que el petróleo puede contener en el momento de su extracción. Estos equipos están complementados con los de bombeo, calentamiento y accesorios necesarios.

TÉCNICAS MÁS COMUNES DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
Ø  Proceso de deshidratación del gas con Aminas (MDEA): En un típico sistema de aminas el gas a tratar  ingresa desde una unidad “Scrubber” cuya función es remover agua e hidrocarburos líquidos, a la torre absorbedora donde se contacta en contracorriente con la solución de aminas.
            Luego del contacto amina – gas, la amina deja el fondo del absorbedor  “cargada” con los gases ácidos (solvente rico). El solvente rico es “flasheado” en un tanque para remover de los gases de hidrocarburos y los condensados disueltos.
            Luego del tanque flash la amina rica (en CO2 / SH2) pasa por un intercambiador amina rica / pobre y finalmente a la torre de “stripping” donde el calor proveniente del “reboiler” rompe las uniones amina – CO2 / SH2 separándose los gases ácidos por un lado y la amina pobre por otro. Usualmente el calor del reboiler es provisto por vapor de agua saturado a 45 /55 psia (274 / 287 oF) el que produce una temperatura de stripping (regeneración) máxima de 260 oF (127 oC).
            La amina pobre  caliente  procedente del “stripper” intercambia con la  amina rica (solvente rico) hasta una temperatura de no menos de 10 oF (5 oC) por sobre la del gas de entrada para prevenir la condensación de hidrocarburos gaseosas superiores (condensables) y es bombeada a la torre absorbedora donde comienza un nuevo ciclo.
Ø  Deshidratación de Gases con Glicoles (TEG): La deshidratación de gas es el proceso de remoción de vapor de agua en una corriente gaseosa para reducir la temperatura a la cual el agua condensará en la línea. Esta temperatura se denomina punto de rocío del gas.
Además, la deshidratación a punto de rocío por debajo de la temperatura operativa del gas, previene formación de hidratos y corrosión por agua condensada.
La capacidad de una corriente gaseosa para mantener vapor de agua es reducida si se comprime o enfría luego el agua puede también ser removida de la corriente gaseosa comprimiendo o enfriando la misma.
El proceso con glicol se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro.
La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de rocío del gas. En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un (scrubber) removedor de líquidos libres.
Luego, el gas ingresa al contactor e “intercambia” el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a través de un removedor de niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la línea de venta.
El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un  intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico  antes que ingrese al regenerador.
El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba.





CONCLUSIÓN
El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está constituido por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos. Representa aproximadamente el 47 % de los combustibles utilizados en el país y el 72 % de nuestra petroquímica se deriva del metano y etano contenido en el gas, de ahí la importancia de este recurso como energético y como petroquímico.
Algunos pozos de gas natural suministran gas con un grado de pureza muy alta que es prácticamente metano puro. De cualquier forma, la mayoría de los hidrocarburos son mezclas complejas de cientos de diferentes compuestos. Un típico fluido de un pozo es una mezcla constantemente expansiva de gases e hidrocarburos íntimamente mezclada con agua, sólidos y otros contaminantes, con gran velocidad y turbulencia.
La razón más común de deshidratación es prevenir la formación de hidratos en los gasoductos. Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por la combinación de gas natural y agua bajo presión a temperaturas considerablemente por encima del punto de congelación del agua. En la presencia de agua libre, los hidratos se formaran cuando la temperatura este por debajo del punto llamado temperatura del hidrato, la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia, es la manera más sencilla de eliminar los hidratos es para remover substancialmente el agua de flujo del gas natural. El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada.




BIBLIOGRAFÍA
Guzmán C. (2000). Criterios para el Diseño Conceptual de Procesos de Deshidratación/desalación Electrostática.
Martínez, J. (1998). Principios y aplicaciones en la Ingeniería del Gas Natural.
Salager J.L. (2001) Revista Técnica Intevep.

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