ESTIMACION DEL CONTENIDO DE AGUA EL GAS NATURAL POR MEDIO DE CORRELACIONES
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
(Ing. Químicos (UNI), M.S. in Ch.E. (U - Wisconsin Madison, U - Ilinois Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.com
NOTA INICIAL
Hace unos meses (setiembre 2015) se celebró el centésimo aniversario del nacimiento del Profesor de ingeniería química John Mc Ketta. El desarrolló su carrea en la Universidad de Texas Austin (donde uno de los autores pasó unos meses en la década de los 80 estudiando inglés). Tal es su peso en la enseñanza de la ingeniería química en dicha Universidad que el Departamento de Ingeniería Química lleva su nombre: The University of Texas at Austin. McKetta Department of Chemical Engineering.
Sirva este pequeño trabajo para aunarnos a las celebraciones por los 100 años de un gran profesor de ingeniería química dedicado de manera muy fuerte a la enseñanza para la industria de hidrocarburos.
INTRODUCCION
El Perú inició en el año 2004 la era del gas natural. En la actualidad se procesan más de 1,200 millones de pies cúbicos estándar por día y se obtienen más de 100 mil barriles por día de condensados.Existen en el Perú varias empresas que operan plantas de gas natural ( http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/uploads/GFGN/Operacion_Plantas_Procesamiento_de_Gas_Natural.pdf ).
Hace unos meses (setiembre 2015) se celebró el centésimo aniversario del nacimiento del Profesor de ingeniería química John Mc Ketta. El desarrolló su carrea en la Universidad de Texas Austin (donde uno de los autores pasó unos meses en la década de los 80 estudiando inglés). Tal es su peso en la enseñanza de la ingeniería química en dicha Universidad que el Departamento de Ingeniería Química lleva su nombre: The University of Texas at Austin. McKetta Department of Chemical Engineering.
Sirva este pequeño trabajo para aunarnos a las celebraciones por los 100 años de un gran profesor de ingeniería química dedicado de manera muy fuerte a la enseñanza para la industria de hidrocarburos.
INTRODUCCION
El Perú inició en el año 2004 la era del gas natural. En la actualidad se procesan más de 1,200 millones de pies cúbicos estándar por día y se obtienen más de 100 mil barriles por día de condensados.Existen en el Perú varias empresas que operan plantas de gas natural ( http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/uploads/GFGN/Operacion_Plantas_Procesamiento_de_Gas_Natural.pdf ).
TRATAMIENTO DE GAS NATURAL
Se denomina Tratamiento de Gas Natural a los procesos que permiten la reducción de los componentes no hidrocarburos que forman parte del gas natural y que pueden ocasionar problemas operacionales, ambientales y/ o de mantenimiento si no se les retira del gas natural. Los componentes no hidrocarburos que pueden dar problemas son el dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), nitrógeno (N2) y mercaptanos.
El nivel de reducción de estos contaminantes depende de los objetivos comerciales de las Plantas de Procesamiento, de las restricciones contractuales al contenido máximo de muchos contaminantes, bien de parte de los transportistas operadores de los gasoductos o de parte de las compañías distribuidoras de gas. También pueden imponer restricciones a la calidad del gas otras plantas de proceso aguas abajo que emplean el gas como materia prima, como es el caso de las plantas de licuefacción de gas natural.
La figura 1 muestra el diagrama de bloques correspondiente al tratamiento de gas natural dentro de la cadena de suministro del gas natural y condensado.
En el caso más complejo, como podría ser el procesar un gas húmedo rico en condensados para la posterior aplicación del gas seco en una planta de licuefacción del gas natural los principales procesos serían los siguientes:
Después del procesamiento, el gas seco se envía por medio de gasoductos a los mercados de consumo o se licuefactua para su comercialización como LNG; alternativamente, el gas seco se puede convertir en combustibles líquidos por medio de los procesos denominados GTL, gas a líquidos. Los condensados se comercializan como combustibles o como materias primas petroquímicas.
Se denomina Tratamiento de Gas Natural a los procesos que permiten la reducción de los componentes no hidrocarburos que forman parte del gas natural y que pueden ocasionar problemas operacionales, ambientales y/ o de mantenimiento si no se les retira del gas natural. Los componentes no hidrocarburos que pueden dar problemas son el dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), nitrógeno (N2) y mercaptanos.
El nivel de reducción de estos contaminantes depende de los objetivos comerciales de las Plantas de Procesamiento, de las restricciones contractuales al contenido máximo de muchos contaminantes, bien de parte de los transportistas operadores de los gasoductos o de parte de las compañías distribuidoras de gas. También pueden imponer restricciones a la calidad del gas otras plantas de proceso aguas abajo que emplean el gas como materia prima, como es el caso de las plantas de licuefacción de gas natural.
La figura 1 muestra el diagrama de bloques correspondiente al tratamiento de gas natural dentro de la cadena de suministro del gas natural y condensado.
En el caso más complejo, como podría ser el procesar un gas húmedo rico en condensados para la posterior aplicación del gas seco en una planta de licuefacción del gas natural los principales procesos serían los siguientes:
- Slug Catcher para separación de condensados libres.
- Flasheo y estabilización de Condensados.
- Endulzamiento del gas.
- Deshidratación del gas.
- Retiro de mercurio del gas.
- Recuperación de hidrocarburos líquidos y separación de gas seco de los condensados.
- Fraccionamiento de condensados.
Después del procesamiento, el gas seco se envía por medio de gasoductos a los mercados de consumo o se licuefactua para su comercialización como LNG; alternativamente, el gas seco se puede convertir en combustibles líquidos por medio de los procesos denominados GTL, gas a líquidos. Los condensados se comercializan como combustibles o como materias primas petroquímicas.
Fig. 1.- Procesado de gas natural y condensados
En el presente artículo el interés está centrado en un detalle de la deshidratación del gas natural, que es la determinación del contenido de agua en el gas natural.
DESHIDRATACION
El gas natural y condensados asociados se producen en los pozos en condiciones de equilibrio tales que está saturada con agua,
Esta agua debe ser retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro del gas, para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN).
La deshidratación es el proceso para retirar el agua del gas natural y de los Líquidos de Gas Natural (LGN). El término deshidratación significa el retiro del vapor de agua del gas natural. La deshidratación es diferente a la separación del agua libre que trae el gas natural y que puede ser separar mediante el empleo de un slug cátcher y/o separadores trifásicos operando a diferentes condiciones de presión.
El objetivo fundamental de la deshidratación del gas natural es prevenir la formación de hidratos que podrían obstruir compresores, gasoductos y otros equipos de proceso y para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas natural y los condensados.
También se busca cumplir con especificaciones para el contenido de agua; prevenir la corrosión, especialmente en presencia de CO2 o H2S; prevenir la formación de un flujo bifásico (Slugging); evitar la erosión, evitar el incremento en el volumen específico y la disminución en el poder calorífico del gas natural; evitar el congelamiento de zonas de procesos en plantas criogénicas y en plantas de absorción refrigeradas.
Usualmente los contratos de transporte de gas por gasoductos establecen un contenido máximo de agua de 7 libras por millón de pies cúbicos estándar por día (7 lb / MMPCSD).
Contenido de agua en el gas natural
El gas natural al salir del pozo suele estar saturado de agua en las condiciones en que es extraído. También, como es el caso de Camisea, el gas natural puede tener agua libre asociada con condensados que acompañan al gas natural. El contenido de agua vapor en el gas natural aumenta con e l aumento de temperatura y disminuye con la disminución de la presión. El contenido de agua, como es extraído de los pozos, se encuentra en el orden de algunos cientos de libras de agua por millón de pies cúbicos estándar de gas (lbm/MMPCS); al contrario la especificación del contenido máximo de agua para el transporte de gas por gasoductos se encuentra en el orden de los 5 – 7 lbm/MMPCS.
El punto de rocío del agua en el gas natural es una medida indirecta del contenido de agua en dicho gas. El punto de rocío es la temperatura en la cual el gas natural está saturado con agua vapor a una determinada presión. En el punto de rocío el gas está en equilibrio con el agua líquida y cualquier disminución de la temperatura o cualquier aumento de la presión ocasionaría que el vapor de agua contenido en el gas natural empiece a condensar.
En los procesos de tratamiento de gas natural se define la denominada depresión del punto de rocío (dew-point depression) como la diferencia entre la temperatura de rocío del gas saturado con vapor de agua y la temperatura de rocío del mismo gas después del proceso de deshidratación.
Para evaluar cualquier proceso de deshidratación de gas natural, se debe empezar por determinar el contenido de agua del gas natural y para ello se emplean gráficas como la McKetta y Wehe.
Desde la década de 1960, se han venido proponiendo correlaciones empíricas que buscaban recrear la data de McKetta y Webe.
Así, Biukachek propuso una correlación que trabaja con presiones de hasta 10,000 psia y temperaturas en el rango de – 40 to 230 °F. Su expresión es de la forma W = A/P + B, donde A es un coeficiente igual al contenido de agua de un gas ideal y B es un coeficiente que depende de la composición del gas.
También se han preparado tablas a partir de la Gráfica de Mcketta y Wehe como la que se presenta a continuación. ( McKetta, J. J., Wehe, A. H., 1958. Emplee esta carta para determinar el contenido de agua de un gas natural. Petrol. Refin. (Hyd. Proc.) 37, 153.)
En el presente artículo el interés está centrado en un detalle de la deshidratación del gas natural, que es la determinación del contenido de agua en el gas natural.
DESHIDRATACION
El gas natural y condensados asociados se producen en los pozos en condiciones de equilibrio tales que está saturada con agua,
Esta agua debe ser retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro del gas, para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN).
La deshidratación es el proceso para retirar el agua del gas natural y de los Líquidos de Gas Natural (LGN). El término deshidratación significa el retiro del vapor de agua del gas natural. La deshidratación es diferente a la separación del agua libre que trae el gas natural y que puede ser separar mediante el empleo de un slug cátcher y/o separadores trifásicos operando a diferentes condiciones de presión.
El objetivo fundamental de la deshidratación del gas natural es prevenir la formación de hidratos que podrían obstruir compresores, gasoductos y otros equipos de proceso y para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas natural y los condensados.
También se busca cumplir con especificaciones para el contenido de agua; prevenir la corrosión, especialmente en presencia de CO2 o H2S; prevenir la formación de un flujo bifásico (Slugging); evitar la erosión, evitar el incremento en el volumen específico y la disminución en el poder calorífico del gas natural; evitar el congelamiento de zonas de procesos en plantas criogénicas y en plantas de absorción refrigeradas.
Usualmente los contratos de transporte de gas por gasoductos establecen un contenido máximo de agua de 7 libras por millón de pies cúbicos estándar por día (7 lb / MMPCSD).
Contenido de agua en el gas natural
El gas natural al salir del pozo suele estar saturado de agua en las condiciones en que es extraído. También, como es el caso de Camisea, el gas natural puede tener agua libre asociada con condensados que acompañan al gas natural. El contenido de agua vapor en el gas natural aumenta con e l aumento de temperatura y disminuye con la disminución de la presión. El contenido de agua, como es extraído de los pozos, se encuentra en el orden de algunos cientos de libras de agua por millón de pies cúbicos estándar de gas (lbm/MMPCS); al contrario la especificación del contenido máximo de agua para el transporte de gas por gasoductos se encuentra en el orden de los 5 – 7 lbm/MMPCS.
El punto de rocío del agua en el gas natural es una medida indirecta del contenido de agua en dicho gas. El punto de rocío es la temperatura en la cual el gas natural está saturado con agua vapor a una determinada presión. En el punto de rocío el gas está en equilibrio con el agua líquida y cualquier disminución de la temperatura o cualquier aumento de la presión ocasionaría que el vapor de agua contenido en el gas natural empiece a condensar.
En los procesos de tratamiento de gas natural se define la denominada depresión del punto de rocío (dew-point depression) como la diferencia entre la temperatura de rocío del gas saturado con vapor de agua y la temperatura de rocío del mismo gas después del proceso de deshidratación.
Para evaluar cualquier proceso de deshidratación de gas natural, se debe empezar por determinar el contenido de agua del gas natural y para ello se emplean gráficas como la McKetta y Wehe.
Desde la década de 1960, se han venido proponiendo correlaciones empíricas que buscaban recrear la data de McKetta y Webe.
Así, Biukachek propuso una correlación que trabaja con presiones de hasta 10,000 psia y temperaturas en el rango de – 40 to 230 °F. Su expresión es de la forma W = A/P + B, donde A es un coeficiente igual al contenido de agua de un gas ideal y B es un coeficiente que depende de la composición del gas.
También se han preparado tablas a partir de la Gráfica de Mcketta y Wehe como la que se presenta a continuación. ( McKetta, J. J., Wehe, A. H., 1958. Emplee esta carta para determinar el contenido de agua de un gas natural. Petrol. Refin. (Hyd. Proc.) 37, 153.)
Tabla 1.- Contenido de agua de la Carta de McKetta y Wehe 1958
Bukacek sugirió una correlación simple basada según:
Bukacek sugirió una correlación simple basada según:
Esta correlación es bastante exacta para temperaturas en el rango 60 a 460 °F y para presiones desde 15 hasta 10,000 psia.
Kazim propuso una correlación analítica basada en los gráficos de McKetta y Wehe graphs; su ecuación es válida para temperaturas hasta 180 °F y presiones desde 300 hasta 1200 psia.
Kazim propuso una correlación analítica basada en los gráficos de McKetta y Wehe graphs; su ecuación es válida para temperaturas hasta 180 °F y presiones desde 300 hasta 1200 psia.
A y B son variables definidas según:
Los valores de a y b están dados en la Tabla 2
Tabla 2.- Valores a, b en la correlación de Kazim
Tabla 2.- Valores a, b en la correlación de Kazim
La validez de esta correlación está limitada a mezclas diluidas de gases dulces; tiene una desviación cercana al 4% de la correlación de McKetta y Wehe.
El Dr. Khaled Fattah de la King Saud University propuso el 2007 una nueva correlación:
El Dr. Khaled Fattah de la King Saud University propuso el 2007 una nueva correlación:
Para aplicar se emplea la Tabla 3.
Tabla 3.- Valores de b y c en la correlación de Fattah
Tabla 3.- Valores de b y c en la correlación de Fattah
APLICACION
Se desea diseñar un deshidratador de gas natural saturado con agua, empleando el proceso de absorción con aminas (Trietilen Glicol: TEG).
Se tiene un flujo de 40 MMPCS por día de un gas húmedo con la siguiente composición:
El proceso de deshidratación opera a 100 psia, con una presión máxima de trabajo de 1200 psia y el gas húmedo entra a 80 ºF. Se requiere que el gas deshidratado tenga un contenido de agua, a la salida del deshidratador, de 7 libras de agua por millón de pies cúbicos estándar de gas (7 lb H2O/MMPCS). Para ellos se va a emplear una relación glicol a agua GWR de 3.5 galones de TEG por libra de agua, con una solución al 99 % de TEG.
Se desea estimar el contenido de agua en el gas natural a la entrada del proceso de deshidratación.
Solución
Para obtener el contenido de agua basicamente se emplean Gráficas de Mc Ketta y Webe.
Se desea estimar el contenido de agua en el gas natural a la entrada del proceso de deshidratación.
Solución
Para obtener el contenido de agua basicamente se emplean Gráficas de Mc Ketta y Webe.
Esto da un valor de 36 lb H2O / MMPCS gas.
En su lugar se empleará inicialmente la Tabla de:
En su lugar se empleará inicialmente la Tabla de:
El empleo de esta Tabla, a partir de Mc Ketta y Webe nos da:
35.4 lb H2O/MMPCS gas
Ecuación Kazim
Otra opción es emplear la ecuación de Kazim
P = 1200 psia
T = 80 °F
35.4 lb H2O/MMPCS gas
Ecuación Kazim
Otra opción es emplear la ecuación de Kazim
P = 1200 psia
T = 80 °F
Aplicando la Ecuación se obtiene:
A = 3.81553
B = 1.026124
W = 30.1 lb H2O / MMPCS gas
Correlación del Dr. Fattah
A = 3.81553
B = 1.026124
W = 30.1 lb H2O / MMPCS gas
Correlación del Dr. Fattah
Aquí se tiene:
W1 = 33,557.1 lb H2O/MMPCS gas
W2 = 9.66 lb H2O/MMPCS gas
W = 37.63 lb H2O/MMPCS gas
En resumen
Valores de W en lb H2O/MMPCS gas
W2 = 9.66 lb H2O/MMPCS gas
W = 37.63 lb H2O/MMPCS gas
En resumen
Valores de W en lb H2O/MMPCS gas
Finalmente un pequeño video sobre el Departamento de Ing Química en le University of Texas Austin, que lleva el nombre del Profesor Mcketta.
Se puede leer subtitulos en español ir a configuración en la misma pantalla youtube y pedir traduccion simultánea y subtítulos.
Atentamente
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