gráficos de deshidratacion del gn

FIG. 20-8

Effective Water Content of H 2S in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures

FIG. 20-9

Effective Water Content of CO 2 in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures

20-6

FIG. 20-10

Effective Water Content of H2S in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures

FIG. 20-11

Effective Water Content of CO2 in Natural Gas Mixtures vs. Temperature at Various Pressures

20-8

FIG. 20-4

Water Content of Hydrocarbon Gas

20-5

FIG. 20-3

Water Content of Hydrocarbon Gas

20-4

be expanded to atmospheric pressure without hydrate forma-tion.

Conditions predicted by Fig. 20-19 through 20-21 may be sig-nificantly in error for compositions other than those used to derivethe charts. For more accurate determination of hydrate formationconditions, the following procedures should be followed. In addi-tion, Fig. 20-20 and 20-21 do not account for liquid water and liquidhydrocarbons present or formed during the expansion. These canhave a significant effect on the outlet temperature from the pres-sure reduction device.

Hydrate Prediction Based on Compositionfor Sweet Gases

Several correlations have proven useful for predicting hy-drate formation of sweet gases and gases containing minimalamounts of CO2 and/or H2S. The most reliable ones require agas analysis. The Katz method14,15 utilizes vapor solid equilib-rium constants defined by the Eq 20-3.

Kvs = yxs

Eq 20-3

WARNING: Not good for pure components – only mixtures.The applicable K-value correlations for the hydrate forming

molecules (methane, ethane, propane, isobutane16, normal bu-tane17, carbon dioxide, and hydrogen sulfide) are shown in Fig.20-23 to 20-29. Normal butane cannot form a hydrate by itselfbut can contribute to hydrate formation in a mixture.

For calculation purposes, all molecules too large to form hy-drates have a K-value of infinity. These include all normal par-affin hydrocarbon molecules larger than normal butane.

Nitrogen is assumed to be a non-hydrate former and is alsoassigned a K-value of infinity.

The Kvs values are used in a “dewpoint” equation to deter-mine the hydrate temperature or pressure. The calculation isiterative and convergence is achieved when the following ob-jective function (Eq 20-4) is satisfied.

∑ i = 1

i = n

(yi / Kvs ) = 1.0 Eq 20-4

Prudence should be exercised when some higher molecularweight isoparaffins and certain cycloalkanes are present asthey can form Structure H hydrates.

Example 20-7 — Calculate the pressure for hydrateformation at 50°F for a gas with the following composition.

ComponentMole

Fractionin Gas

at 300 psi at 400 psi

Kvs y/Kvs Kvs y/Kvs

Methane 0.784 2.04 0.384 1.75 0.448Ethane 0.060 0.79 0.076 0.50 0.120Propane 0.036 0.113 0.319 0.072 0.500Isobutane 0.005 0.046 0.109 0.027 0.185n-Butane 0.019 0.21 0.090 0.21 0.090Nitrogen 0.094 * 0.000 * 0.000Carbon dioxide 0.002 3.0 0.001 1.9 0.001

Total 1.000 0.979 1.344

* Infinity Interpolating linearly, Σy/Kvs = 1.0 at 305 psia

FIG. 20-18

Conditions for Hydrate Formation for Light Gases

FIG. 20-19

Pressure-Temperature Curves forPredicting Hydrate Formation

20-13

La absorción es una operación unitaria que estudia la separación

de uno o varios componentes(agua) de una mezcla gaseosa por

disolución en un liquido higroscópico(glicol).

El gas que ha sido deshidratado no debe condensar líquidos aguas

abajo del sistema. La función principal del proceso es evitar que esto

ocurra.

Deshidratación del gas natural por absorción

ASPECTOS GENERALES DE LA DESHIDRATACIÒN DEL GAS NATURAL

Deshidratación del gas natural

Agua absorbida por el CO2 contenida en una mezcla de gas natural

Curvas de presión-temperatura para la predicción de hidratos

Propiedades físicas de algunas variedades de glicol.

Reducción del punto de rocio del gas con la temperatura del glicol

Número de platos reales para el TEG al 98.70% p/p a 100F

Tamaño de los absorbedores. Curva de Sivalls

• Se dispone de 100MM de pcdn de gas natural de gravedadespecifica de 0.70 a una presión de 1000 lpcm y 110F, el cualdebe ser deshidratado con TEG del 98.7% p/p hasta un punto derocío de 35F. Si la tasa de circulación del TEG es de 3 gal/lb H2O.Calcúlese:

a) La temperatura a la cual se formaran hidratos en el gas, a lascondiciones originales.

b) Contenido de agua en el gas que llega a la planta.c) Descenso del punto de rocío.d) Cantidad de agua que queda en el gas deshidratado.e) Cantidad de agua que se debe remover del gas natural.f) El número de platos reales de la torre de absorción.g) El diámetro del absorbedor.

Curvas de presión-temperatura para la predicción de hidratos

Cubierta

Plato perforado

Vertedero

Espuma

Derramadero

Entrada de liquido

Entrada de gas

Salida de liquido

Salida de gas

Torres de absorción enmúltiples etapas en

contracorriente

Reducción del punto de rocio

• Punto de rocío: es la condición de presión y temperatura a la cual se forma la

primera gota de liquido.

• Punto de rocío al agua: temperatura a la cual el vapor de agua se condensa de la

mezcla gaseosa, a una presión determinada.

• Punto de rocío a los hidrocarburos: para una presión determinada, es la

temperatura a la cual se inicia la condensación de los hidrocarburos de la mezcla

gaseosa.

Calcúlese el numero de platos reales, el numero de platos ideales, el rendimiento de lacolumna de absorción, el diámetro del absorbedor para los siguientes requerimientos:

Caudal del gas natural = 20 MMpcnd.Gravedad especifica del gas natural = 0.7Presión de operación = 1000 psiaMáxima presión en la columna de absorción = 1400 psiaTemperatura del gas natural a la entrada = 100°FContenido de agua del gas deshidratado = 6 lb H2O/MMpcn

Resolución:Suponer una tasa de circulación del Glicol = 3 gal TEG/lb H2OConcentración del TEG = 99.70% TEG

= + /W= 60.4 lbs/MMpcn

De la figura No. 1-2a, el punto de rocío para el gas natural a la salida de lacolumna de absorción es = 24°F

Descenso del punto de rocío= 100 – 24 = 76°F

La cantidad de agua a remover del gas natural es =(20/24)(60.4 – 6.0) = 45.3 lb/hr

De la Fig. No. 4-10, curva de Sivalls obtenemos el Diámetro = 31 pulgadasDiámetro del absorbedor redondeado D= 36 pulgadas

Dela Fig. No. 2-25 obtenemos el numero de platos reales = 4.5 platos

Número de platos reales redondeado = 5 platos

= ∙ + 1= . ∙( . · . )( . · . ) . = 0.9624=96.24%

Temp. rocío, °F -10 12 30 40 47 51

% TEG 99.6 99.0 98.0 97.0 96.0 95.0

Lb H2O/MMpcnd 1.1 3.2 6.3 9.0 11.7 13.3

Datos e equilibrio del gas natural a 100°F y 1000 psig

Curva de equilibrio del gas natural y el TEG a 100°F y 1000 psia

Lb H

2O/M

Mpc

n

Cubierta

Plato perforado

Vertedero

Espuma

Derramadero

Entrada de liquido

Entrada de gas

Salida de liquido

Salida de gas

Torres de absorción enmúltiples etapas en

contracorriente

Cuspide de la columna de absorción:6 lb H2O/MMpcn 99.7% TEG

Base de la columna de absorción:60.4 lb H2O/MMpcn 96.24% TEG

Número de platos teóricos = 1.56 (Método Mc Cabe y Thiele)

Presiónpsig

Tamañodiámetro

plg

Caudal delgas

MMpcnd

Tuberíade

entraday salidadel gas,

plg

Presiónpsig

Tamañodiámetro

plg

Caudaldel gas

MMpcnd

Tuberíade

entraday salidadel gas,

plg

1000

16 3.9 2

1200

16 4.2 220 6.1 3 20 6.5 324 8.8 3 24 6.5 330 13.6 4 30 15.3 436 20.7 4 36 23.1 442 27.5 6 42 31.0 648 36.9 6 48 40.5 654 46.1 6 54 51.4 660 57.7 6 60 62.3 6

Especificaciones para un separador vertical

Temp, °F sgTEG µ, cp Cp,

Btu/lb°FK,

Btu/hr pie °F

50 1.134 88 0.485 0.14

75 1.123 56 0.500 0.138

100 1.111 23 0.52 0.132

125 1.101 15.5 0.535 0.130

150 1.091 8.1 0.55 0.125

175 1.080 6.1 0.57 0.121

200 1.068 4.0 0.585 0.118

225 1.057 3.1 0.60 0.113

250 1.034 1.9 0.635

300 1.022 1.5 0.65

• El gas natural cuya composición es la siguiente: CH4=80%, C2H6=5%, n-C4H10=0.5%, N2=2% y H2S=8.5% se encuentra a 1000 psia y 100F. Calculese elcontenido de agua en el gas natural .

• W= Contenido vapor de agua en el gas ácido.• yHC= Fracción molar de los hidrocarburos en el gas natural.• WHC=Contenido de agua en el gas natural dulce.• yco2= Fracción molar del dióxido de carbono en el gas natural.• Wco2=Contenido de agua en el CO2.• yH2S= Fracción molar del sulfuro de hidrogeno en el gas natural.• WH2S=Contenido de agua en el H2S.

• yHC=0.80+0.05+0.015+0.005+0.02=0.89• yco2=0.025• yH2S=0.085

• De la figura 5-4, WHC= 59 lb H2O/MMpcn

• De la figura 5-5, WCO2= 67 lb H2O/MMpcn

• De la figura 5-6, WH2S= 150 lb H2O/MMpcn

• Reemplazando en la ecuación anterior:

• W= (0.89).(59+(0.025)(67)+(0.085)(150)= 66.9 lb H2O/MMpcn de gas natural.

Ql=Calor sensible para el glycol, Btu/hr

QW=Calor de vaporizacion del agua, Btu/hr

Qr=Calor para vaporizar el reflujo en el absorbedor, Btu/hr

Qh=Calor perdido en la caldera y en la sección de agotamiento, Btu/hr

Curva de equilibrio del gas natural y el TEG a 100°F y 1000 psia

Lb H

2O/M

Mpc

n