1.4. contenido de agua en el gas natural.Todo gas natural de producción esta totalmente saturdo con agua en su fase

de vapor, porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua.

Además el gas natural contiene co2y h2s que se remueven con soluciones

acuosas tales como aminas, carbonats de potasio etc. Que saturan el gas con

agua.

En la industria existen una gran cantidad de glicoles, pero los más utilizados en

la industria, para la deshidratación del gas natural son:

a Etilénglicol (EG): Cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso

molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 F

b.Dietilénglicol (DEG):

Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es de 106,1 (lb/lbmol),

mientras que el punto de congelación es de 17 F

c)Trietilénglicol (TEG) : Fórmula química es 0H(C2H40)3H.

El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de

congelación es 19 F

d Tetraetilénglico (TTEG): Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso

molecular

Hay varias opciones de proceso que pueden ser utilizadas para llevar a cabo la

deshidratación, en general

se consideran que cinco (5) los procesos de deshidratación

que tienen mayor utilidad para la remoción del agua del gas en este caso

hablaremosde la absorcioncon glicoles

Absorción con desecantes líquidos:En este proceso, se utiliza un líquido higroscópico como los glicoles, que son

ampliamente utilizados en la deshidratación del gas natural, sobre todo el

(TEG), que es de gran utilidad, debido fundamentalmente a su alta

concentración más de 99 %P/P.El proceso de absorción usa, por lo general un

glicol, con contacto del gas y desecante en una columna de absorción a

temperatura ambiente. También se aplica en combinación con el enfriado, a

temperaturas ambiente más bajas. Es el proceso más aplicado, usado

extensivamente en operaciones de producción y en varias refinerías y

en plantas de operación química. Los gases naturales pueden ser

deshidratados a 7 lb de agua /MMPC con sistemas estándares de regeneración

utilizando TEG o DEG. Con la adición de gas atado a un regenerador de glicol,

los contenidos de agua pueden alcanzarse a 1 o 2 lb/MMPCN. Con el proceso

mejorado de glicol como el proceso de deshidratación azetrópico, donde los

componentes del glicol y el BTEX son utilizados para conducir bandas

azeotrópicas para reducir el agua, en agua con escaso glicol a niveles muy

bajos; se pueden alcanzar los contenidos de agua de gas a 0.025 lb/MMPCN.

Determinación de la Cantidad de Agua en el gas: La cantidad de agua que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se

puede determinar con equipos denominados medidores del punto de rocío.

Aunque este parámetro no hace la diferencia entre hidrocarburos líquidos y

agua propiamente tal. La presióny/o temperatura del gas natural incide en la

cantidad de agua que pueda retener.

Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se

enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención de agua disminuye.

Para determinar la cantidad de agua que pueda estar en forma de vapor junto

algas se utiliza la figura 2.1 (Denominada Gráfica de Mc Ketta- Webe), permite

determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a

diversas condiciones de presión y temperatura.

Para utilizar la figura 2.1 se necesita conocer las condiciones de presión y

temperatura de operación y, si se busca la intersección de ambas líneas, y

después se busca la cantidad de agua, que contiene el gas natural. El

contenido de agua se expresa en libras de aguas por millón de pies cúbicos

normales de gas. La cantidad de agua que se cuantifica de esta forma

corresponde al gas el gas dulce.Como el contenido de agua encontrado en

estas condiciones corresponde al gas dulce. Si el gas natural que se está

analizando contiene gases ácidos, es necesario determinar el contenido de

agua que pueden contener estos componentes, y con ello determinar el

contenido total de agua en el gas. El contenido de agua que contiene, el C02

se presenta en la figura 2.2, mientras que la figura 2.3 representa el Contenido

de agua en el H2S

En ambas figuras se determina el contenido de agua, en los gases ácidos, sin

tener en cuenta la composición molar de los gases ácidos. Luego para

determinarla cantidad total de agua en la mezcla de gas natural, se suman la

cantidad de agua obtenida en la gráfica del gas dulce (figura 2.1) y la cantidad

de agua que seobtiene en las figuras 2.2 del C02y 2.3 del H2S., para la

obtención del contenido total de agua en el gas se utiliza la siguiente ecuación

W(GA)= Y(HCS)(Wc(HCS)+Y(C02)(Wc(C02)+Y(H2S)(Wc(H2S).........

.............

En donde:

Wc(GA)= contenido de vapor de agua en la mezcla ácida.

Y(HCS)=Fracción molar de los hidrocarburos en el gas dulce.

Wc(HCS)= Contenido de agua en el gas dulce.

Y(C02)= Fracción molar del(CO2 ) en el gas.

Wc(C02) =Contenido de agua en(CO2 )Dióxido de Carbono puro.

Y(H2S)= Fracción molar del sulfuro de hidrógeno en el gas natural.

Wc(H2S)= Contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno puro.

1.5 problemas que induce el agua en el gas.

Es necesario deshidratar el gas por las siguientes razones:

Evitar formación de hidratos

Cumplir especificaciones como gas de venta

Minimizar corrosión

El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo

que pueden obstruir válvulas, tubería, etc.

El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si

Contiene Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno

.

El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden

condensarse causando condiciones lentas de flujo.

El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del

gas natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea.

La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es

vital para prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor

de baja temperatura.

La cantidad de agua a ser removida del gas húmedo o contenido de agua en el

gas seco, de pende de las especificaciones para su venta o ya sea para evitar

la formación de hidratos.

El contenido de agua de una corriente 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 mas frecuentemente se usa en

la industria del gas natural es el uso de la carta de contenido de agua de

mcketta y wehe, sin embargo esta cartapublicada en 1958 con base en los

datos experimentales disponibles por ese tiempo, esta limitada a gases dulces

y no debe ser usada para gases agrios mayores de 5% mol(H2S y CO2)

1.5.1 formación de ácidos.1.5.2 peligro de explosión.1.6 hidratos de gas naturalEl hidrato es un solido complejo cristalino estable, con apariencia de hilo pero

posee una estructura diferente.se forma en sistemas de gas o liquidos

recuperados del gas natural, cuando el gas o el liquido en o por debajo del

punto de rocio del agua, normalmente cuando hay presencia de agua líquida

sin embargo; no necesariamente tiene que que darse esta condición, pues una

ves el gas este saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor

asolido sin formar liquido. La temperatura de formación de hidrato a una

presión dada depende de la composición del gas.

Tradicionalmente se han reconocido dos estructuras cristalinas para los

hidratos que se formación el gas natural llamadas simplemente estructuras I y

II. En el cual las moléculas de gua foman el enrejado y los hidrocarburos

ocupan las cavidades.

Las moléculas más pequeñas ( CH4, C2H6, CO2 y H2S) estabilizan formando

un cuerpo cubico centrado llamado estructura I. y las moléculas mas grandes

(C3H8 C4H10 ) formando un enrejado tipo diamante llamado estructura II.

Cuando se forman hidratos etos tienden a bloquear tuberías, equipos e

instrumentos, interrumpiendo el flujo.

En tomas de presión de medidores e indicadores, producen lecturas falsas de

presión y errores de medición. Una vez que se forman hidratos su remoción es

bastante difícil.

En la industria existen una gran cantidad de glicoles, pero los más utilizados en

1.6.1 hidratos de gas como problema en la industria petroleraEn algunas etapas de la producción petrolera se tienen todas las condiciones

necesarias para la generación de HG, a saber bajas temperaturas (propias del

ambiente o debidas a procesos de expansión tipo Joule-Thompson), altas

presiones (debidas al gradiente hidrostático en ambiente submarinos y

presencia de agua e hidrocarburos. Océanos, por debajo de los 500–1000 m

de profundidad la temperatura esta alrededor de los 3 °C; generalmente a esa

temperatura, el gas natural requiere una presión menor a 0,7 MPa (~100 psi)

para estabilizar hidratos, valor que a su vez es mucho menor que la presión de

operación de las tuberías transportadoras de crudo y/o gas.

Además de esto, es conveniente recordar que el aumento de la presión en los

mares y océanos depende de la columna de líquido, por ejemplo: 20 atm (2,03

MPa) ∼200 m de profundidad; 300 atm (30,4MPa) ∼3000 m de profundidad. En

instalaciones de producción mar adentro, constituidas principalmente por

tuberías submarinas y plataformas, es común que se presenten taponamientos

de las líneas de flujo debido a la formación de HG entre la salida del pozo en el

fondo del mar y la plataforma Tales obstrucciones pueden ocasionar roturas y/o

eventuales reventones de las tuberías transportadoras; así mismo, la formación

de HG en ciertos casos altera la reología de los fluidos que los contienen. Por

otra parte, condiciones específicas del medio que promuevan la disociación de

los HG, podrían estimular una liberación incontrolable de gas.En la producción

y transporte de petróleo y gas en líneas de tuberías, es prácticamente

inevitable la presencia de agua en la mezcla, por lo tanto se tienen tres fases

en contacto: hidrocarburo (fase aceite), agua y gas. Dependiendo de las

características particulares del sistema,

La fomcion de hidratos puede describirse de acuerdo a l siguiente escenarios,

presentados.

Puntos de formacion de HG en instalaciones de produccion.