deshidratacion

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GASA

DESHIDRATACIÓNTRADUCIDO POR: ing. ARNOLDO MONTERO

DESHIDRATACIÓN:

El gas natural y el condensado asociado se producen a menudo del depósito saturado (enequilibrio) con agua. Además, el gas y el condensado contienen a menudo el CO2 y H2Sque pudieron requerir retiro. Esto se logra con frecuencia con las soluciones acuosas talescomo aminas, carbonato de potasio, etc. que saturen el gas o el condensado con agua. Loshidrocarburos líquidos pueden también contener el agua rio abajo de los treaters delproducto o sobre retiro del almacenaje subterráneo.

La deshidratación es el proceso usado para quitar el agua del gas natural y de los líquidosdel gas natural (GNL), y se requiere:

Previene la formación de hidratos y la condensación de libre rige en instalaciones delproceso y de transporte, resuelva una especificación del contenido en agua, y prevenga lacorrosión

Las técnicas para deshidratar el gas natural, el condensado del gas asociado y GNLincluyen:

· Absorción usando los desecativos líquidos,

· Adsorción usando los desecativos sólidos,

· Deshidratación con Cacl2

. Deshidratación por la refrigeración,

· Deshidratación por la impregnación de la membrana,

· Deshidratación por el gas que pela, y

· Deshidratación por la destilación

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NOMENCLATURA

A = área, pie2

B = constante en la ecuación 20-9

C = constante en la ecuación 20-9

Cp = Capacidad del de calor, BTU (libra · °F)

CG = Factor de corrección de la gravedad para el contenido en agua

Cs = factor de corrección de la salinidad para el contenido en agua

Css = Factor de corrección de la saturación para el tamiz

CT = factor de corrección de temperatura

D = diámetro, pie

d = depresión del punto de condensación del agua o del hidrato del gas punto decongelación, °F

FOE = ecuación estado

Fs = Parámetro del apresto para las torres llenas, Ö ``l `del `b/` (`del `del `t del `f· `del `e del`s c) G = velocidad total, libra/ (pie2 · hora)

ADO = calor de la vaporización latente, Btu/lb.

Kvs = vapor/K-valor sólido del equilibrio

L = longitud de la cama llena, pie

Lg = Flujo del el glicol, los EE.UU. galón. /HR

LMTZ = longitud de la zona de la transferencia total de la cama llena, pie

Ls = longitud de la zona de la saturación de la cama llena, pie

m = flujo total, lb/hr

MTZ = zona de la transferencia total

Mw. = peso molecular

MWI = peso molecular del inhibidor

N = número de etapas teóricas

DP = Gota de presión, PSI

q = flujo del gas real, pie3/minuto

Q = Deber del calor, Btu/hr

Qhl = deber de la pérdida de calor de la regeneración, BTU/galón.

Qr = deber del calor del reflujo, BTU/galón.

Qs = calor sensible, BTU/galón.

Qsi = deber requerido para calentar el tamiz del topo a la regeneración temperatura, BTU

Qst = deber requerido para calentar el recipiente y la tubería a la regeneración temperatura,BTU

Qtr = deber total del calor de la regeneración, BTU

Qv = vaporización del deber del calor del agua, BTU/galón.



Qw = deserción del deber del calor del agua, BTU

Ss = cantidad de tamiz molecular requerida en la zona de la saturación, libra

T = temperatura, °F

Trg = temperatura del gas de la regeneración, °F

v = velocidad del vapor, ft/sec

V = velocidad superficial del vapor, ft/min

W = contenido en agua del gas, lb/MMscf

Wr = agua quitada por el ciclo, libra

x = fracción de topo en la fase líquida

X = fracción total en la fase líquida

y = fracción de topo en la fase de gas

z = factor de compresibilidad

g = gravedad específica

m = viscosidad, cp

r = densidad, lb/ft3

Subíndices

i = entrada

o = enchufe

l = líquido

v = vapor

t = total

CO2 = Dióxido de carbono

H2S = sulfuro de hidrógeno

HC = hidrocarburo

s = fase sólida

L = inhibidor magro

R = inhibidor rico

I = inhibidor

H2O = agua

H = hidrato

rg = regeneración

f = alimentación

p = permeato

i = cualquier componente en una mezcla



CONTENIDO EN AGUA DE GASES Y DE LÍQUIDOS

Solubilidad de agua en hidrocarburos líquidos

La fig. 20-2 se basa en datos experimentales y demuestra la solubilidad del agua en líquidosdulces del hidrocarburo. En hidrocarburo amargo los líquidos, solubilidad de agua puedenser substancialmente más altos.

GPA RR-621 proporciona los datos de la solubilidad de agua para los hidrocarburosseleccionados en ambos sistemas agridulces. Ecuación- El estado (FOE) se puede utilizarpara estimar solubilidades de agua adentro sistemas del hidrocarburo. GPA RR-422proporciona una comparación de experimental contra valores calculados usando un FOEmodificado de Soave- Redlich-Kwong (SRK).

Resultados de métodos del FOE debe ser utilizado con la precaución y ser verificado conexperimental datos cuando es posible.

Las solubilidades de hidrocarburos en agua son, generalmente considerablemente menosque el agua en hidrocarburos. Algunos experimentales los datos están disponibles en GPARR-62. Guiñadas, y. al.3 proporcionan una correlación general de la cual pueda ser utilizadopara estimar la solubilidad sobre 200 hidrocarburos en agua.

Contenido en agua de gases

Qtr = deber total del calor de la regeneración, BTU

Qv = vaporización del deber del calor del agua, BTU/galón.

Qw = deserción del deber del calor del agua, BTU

Ss = cantidad de tamiz molecular requerida en la zona de la saturación, libra

T = temperatura, °F

Trg = temperatura del gas de la regeneración, °F

v = velocidad del vapor, ft/sec

V = velocidad superficial del vapor, ft/min

W = contenido en agua del gas, lb/MMscf

Wr = agua quitada por el ciclo, libra

x = fracción de topo en la fase líquida

X = fracción total en la fase líquida

y = fracción de topo en la fase de gas

z = factor de compresibilidad

g = gravedad específica

m = viscosidad, cp

r = densidad, lb/ft3

Subíndices

i = entrada

o = enchufe

l = líquido

v = vapor

t = total

CO2 = Dióxido de carbono

H2S = sulfuro de hidrógeno

HC = hidrocarburo



s = fase sólida

L = inhibidor magro

R = inhibidor rico

I = inhibidor

H2O = agua

H = hidrato

rg = regeneración

f = alimentación

p = permeato

i = cualquier componente en una mezcla

CONTENIDO EN AGUA DE GASES Y DE LÍQUIDOS

Solubilidad de agua en hidrocarburos líquidos

La fig. 20-2 se basa en datos experimentales y demuestra la solubilidad del agua en líquidosdulces del hidrocarburo. En hidrocarburo amargo los líquidos, solubilidad de agua puedenser substancialmente más altos.



Las solubilidades de hidrocarburos en agua son, generalmente cGN=JUSTIFYSTYLE="margin-bottom: 0.14in">El contenido en agua saturado de un gas depende de lapresión, temperatura, y composición. El efecto de la composición aumenta con la presión yes particularmente importante si el gas contiene el CO2 y/o H2S. Para el magro, los gasesnaturales dulces que contienen sobre 70% metano y las pequeñas cantidades dehidrocarburos pesados, las correlaciones generalizadas de la presión-temperatura sonconvenientes para muchos usos. La fig. 20-34 es un ejemplo de una tal correlación que hasido ampliamente utilizada durante muchos años en el diseño de deshidratadores “dulces”del gas natural. Primero fue publicado en 1958 y basado en los datos experimentalesdisponibles en aquel momento. La correlación de la gravedad del gas debe nunca estarutilizado para explicar la presencia de H2S y de CO2 y no puede sea siempre adecuadopara ciertos efectos del hidrocarburo, especialmente para la predicción del contenido enagua en las presiones sobre 1500 psia. La línea de la formación del hidrato es aproximada ydebe no ser utilizado para predecir la formación del hidrato condiciona.

Los ejemplos siguientes se proporcionan para ilustrar el uso de fig. 20-3:

Ejemplo 20-1 - Determine el contenido en agua saturado para un gas magro dulce del



Ejemplo 20-1 - Determine el contenido en agua saturado para un gas magro dulce delhidrocarburo en 150°F y 1.000 psia.

De fig. 20-3,

W = 220 lb/MMscf

Para un gas del peso molecular 26,

CG = 0.98 (fig. 20-3)

W = (0.98) (220) = 216 lb/MMscf

Para un gas en equilibrio con 3% salmuera,

Cs = 0.93 (fig. 20-3)

W = (0.93) (220) = 205 lb/MMscf

Contenido en agua de los altos gases de CO2/H2S

H2S y el CO2 contienen más agua en la saturación que metano o mezclas de gasesnaturales dulces. Las cantidades del pariente varíe considerablemente con temperatura y lapresión. Fig. 20-46 y la exhibición 20-57 saturó el contenido en agua del CO2 puro y H2S,respectivamente, en las varias temperaturas y presiones. La fig. 20-6 demuestra loscontenidos en agua saturados de CH4 puro, CO2 y las mezclas seleccionadas contra lapresión en 100°F. fig. 20-75 exhiben el contenido en agua saturado del CH4 puro, del CO2 yde un CO2 95% - Mezcla 5% CH4 contra la presión en 100°F. Varias observacionessignificativas se pueden hacer de estas figuras y de otros datos disponibles.

1. El contenido en agua saturado del CO2 puro y de H2S puede ser perceptiblemente másalto que el del gas natural dulce, particularmente en las presiones sobre cerca de 700 psiaen las temperaturas ambiente.

2. Las correcciones para H2S y el CO2 deben ser aplicadas cuando la mezcla de gasescontiene más de 5 H2S y/o CO2 en presiones sobre 700 psia. Estas correcciones llegan aser cada vez más significativas en concentraciones más altas y presiones más altas.

3. La adición de pequeñas cantidades de CH4 o de N2 al CO2 o a H2S puede reducirdramáticamente el contenido en agua saturado comparado al gas ácido puro.

El contenido en agua del gas ácido es un tema muy complejo. Los datos y los métodospresentados aquí no se deben utilizar para el diseño final.

La fig. 20-4, 20-5, 20-6 y 20-7 es toda basada en experimental datos. Un estudio precipitadode estas figuras revela las complejidades implicaron. Una determinación exacta del agua elcontenido requiere un estudio cuidadoso de la literatura existente y de los datosexperimentales disponibles. En la mayoría de los casos los datos experimentalesadicionales son la mejor manera de verificar valores previstos. Incluso las técnicas mássofisticadas del FOE pueden dar resultados de confiabilidad cuestionable.

Debajo de 40% componentes del gas ácido, un método de cálculo el contenido en aguautiliza Eq 20-1 y fig. 20-3, 20-8, y 20-9.8

W = YHC WHC + yCO2 WCO2 + y H2SWH2S Ec 20-1



W = YHC WHC + yCO2 WCO2 + y H2SWH2S Ec 20-1

Observe que la fig. 20-8 y 20-9 proporciona los valores para cuál se llamó el cogo loslíquidos, solubilidad de agua pueden ser substancialmente más altos.



Las solubilidades de hidrocarburos en agua son, generalmente cntenido en agua “eficaz” delCO2 y de H2S en las mezclas de gases naturales para el uso solamente en Eq 20-1. Éstosno son CO2 puro y contenidos en agua de H2S.

Otro método para la valoración del contenido en agua saturado de mezclas de gases ácidasfig. 20-10 de hasta 6000 aplicaciones del psia y 20-11.9 Con los gases conteniendo el CO2,el CO2 debe ser convertido a una concentración “equivalente” de H2S. Con objeto de estemétodo, se asume que el CO2 contribuirá 75% tanto riegue a la mezcla de gases, sobre unabase molar, como H2S.

-Ejemplo 20-2 - Determine el contenido en agua saturado de la Mezcla del CO2 80% C1,20% en 160 °F y 2000 psia. El contenido en agua experimental resuelto era 172 lb/MMscf

Método uno

WHC = 167 lb/MMscf (fig. 20-3)

WCO2 = 240 lb/MMscf (fig. 20-9)

W = (0.80) (167) + (0.20) (240) = 182 lb/MMscf



Fig. 20-2

Solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos



Contenido en agua del gas del hidrocarburo Fig. 20-3



Contenido en agua del CO2 Fig. 20-4



Valores experimentales para el contenido en agua de gases ácidos Fig. 20-6



Contenido en agua del sulfuro de hidrógeno Fig. 20-5

Fig. 20-2

Solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos



Contenido en agua del gas del hidrocarburo Fig. 20-3



Contenido en agua del CO2 Fig. 20-4



<: 0.14in">

Contenido en agua saturado del CO2 - mezclas ricas en 100°F

Fig. 20-7



Contenido en agua eficaz de H2S en mezclas de gases naturales contratemperatura en las varias presiones Fig. 20-8



Contenido en agua eficaz del CO2 en mezclas de gases naturales contratemperatura en las varias presiones Fig. 20-9



Contenido en agua calculado de mezclas de gases ácidas a 2000 psia Fig. 20-10






Método dos

Primero la composición se debe convertir para el uso con la fig. 20-10.

yH2S (pseudo) = (0.75) (yCO2) = (0.75) (0.20) = 0.15

W = 0.49 barriles/MMscf (fig. 20-10)

Densidad del agua = 350 lb/Bbls = (0.49) (350) = 172 lb/MMscf

La fig. 20-12 compara los dos métodos presentados para saturadodeterminación del conten

Contenido en agua eficaz de H2S en mezclas de gases naturales contratemperatura en las varias presiones Fig. 20-8



Contenido en agua eficaz del CO2 en mezclas de gases naturales contratemperatura en las varias presiones Fig. 20-9









Contenido en agua en la región del hidrato

La fig. 20-3 se basa en la asunción que la fase condensada del agua es unlíquido. Sin embargo, en las temperaturas debajo de la temperatura del hidratodel gas, la fase “condensada” será un sólido (hidrato). El contenido en agua deun gas en equilibrio con un hidrato será más bajo que equilibrio con un líquidometa estable.

Esto se reconoce en el “cuidado” en fig. 20-3.

La formación del hidrato es un proceso dependiente del tiempo. La tarifa en quéforma de cristales del hidrato depende de varios factores incluyendo lacomposición del gas, presencia de sitios cristalinos de la nucleación en la faselíquida, el grado de agitación, el etc. Durante este “período transitorio de laformación del hidrato” el presente líquido del agua es “líquido meta establellamado”. El agua meta estable es el agua líquida que, en el equilibrio, existirácomo hidrato.

Demostración experimental de los datos de GPA RR-4511, 5010 y 8012 actualcontenidos en agua del equilibrio de gases sobre los hidratos. Datos de RR-50se presenta en fig. 20-13. Para los propósitos comparativos, el contenido enagua meta estable de un gas dulce de la fig. 20-3 también se demuestra. Elcontenido en agua de gases en la región del hidrato es una función fuerte de lacomposición.

La fig. 20-13 no debe extrapólese a otras composiciones.

Al diseñar los sistemas de la deshidratación (particularmente TEG sistemas) aencontrarse extremadamente - las especificaciones del punto de condensacióndel agua baja, es necesario determinar el contenido en agua del gas adentro elequilibrio con un hidrato usando una correlación tiene gusto de eso presentadaen fig. 20-13. Si se utiliza una correlación meta estable, una sobrestimará elcontenido en agua saturado del gas en la especificación del punto decondensación. Esto, alternadamente, puede dar lugar a un diseño de ladeshidratación que no pueda resolver el retiro requerido del agua.

Del donde experimental están inasequibles los datos, utilización una correlacióntermodinámico-basada sana puede proveer de una estimación del contenido enagua en equilibrio los hidratos.

Medida del contenido en agua

Las especificaciones para la medida del contenido en agua se dan en lapublicación 2140 de GPA. Éstos incluyen el método del helada de la válvula, laoficina de probador del punto de condensación de las minas, y el método delbromuro del cobalto.

El cambio del color del bromuro del cobalto ocurre aproximadamente el ppmw25-30.

Hay varios instrumentos comerciales disponibles para contenido en agua de lasupervisión basado en otros principios. Contenidos en agua de medición menosdel ppmw de 20 o de hacer el punto de condensación determinaciones enmenos que - 40°F puede ser muy difícil.

Comparación de experimental contra los contenidos en agua calculados para losgases ácidos Fig. 20-12



Comparación del contenido en agua experimental 5.31% del gas de C3/94.69%C1 en equilibrio con el hidrato Fig. 20-13



HIDRATOS EN SISTEMAS DE GAS NATURAL

Un hidrato es una combinación física de agua y de otra pequeñas las moléculaspara producir un sólido que tenga “hielo-como” aspecto pero posee una diversaestructura que el hielo. Su formación en gas y/o NGL los sistemas pueden taparlas tuberías, equipo, y flujo de los instrumentos, de la restricción o de lainterrupción.

Hay tres estructuras cristalinas reconocidas para tales hidratos. En ambos, lasmoléculas de agua construyen el enrejado y los hidrocarburos, el nitrógeno, elCO2 y H2S ocupan las cavidades.

Moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, CO2, H2S) estabilizan a una Structurellamada cúbica body-centered I. moléculas más grandes (C3H8, i) La formaC4H10, n-C4H10 un diamante-enrejado llamó a Structure II.

Las moléculas normales de la parafina más grandes que n-C4H10 no formanEstructura I e II hidratos pues son demasiado grandes estabilizar el enrejado.Sin embargo, algunos isoparaffins y cicloalcanos más grande que el pentano sesaben para formar los hidratos de la estructura H.

La composición del gas determina el tipo de la estructura. Gases mezcladosformará típicamente números limitadores del hidrato de la estructura II.

(Cociente de las moléculas de agua a las moléculas del componente gaseosoincluido) se calculan usando el tamaño de las moléculas del gas y el tamaño delas cavidades en enrejado de H2O.

De un punto de vista práctico, el tipo de la estructura no afecta al aspecto, a las



De un punto de vista práctico, el tipo de la estructura no afecta al aspecto, a lascaracterísticas, o a los problemas causados por el hidrato.

Sin embargo, tiene un efecto significativo sobre presión y temperatura en lascuales los hidratos forman. Estructura

Los hidratos II son más estables que la estructura I. esta es la razón por la cualprovee de gas contener C3H8 e i-C4H10 formará los hidratos en temperaturasmás altas que las mezclas de gases similares que no contienen estoscomponentes. El efecto de C3H8 y de i-C4H10 sobre condiciones de laformación del hidrato se puede considerar en fig. 20-15. En 1000 psia, 0.6 SP. -GR. el gas (la composición se demuestra en fig. 20-18) tiene una temperaturade la formación del hidrato cuál es el metano más arriba que puro 12-13°F.

La presencia de H2S en mezclas de gases naturales da lugar a una temperaturasubstancialmente más caliente de la formación del hidrato en una presión dada.El CO2, tiene generalmente un impacto mucho más pequeño y reduce a menudola temperatura de la formación del hidrato en la presión fija para una mezcla degases del hidrocarburo.

Las condiciones que afectan a la formación del hidrato son:

Consideraciones primarias

· El gas o el líquido debe estar en o debajo de su condición del punto o de lasaturación de condensación del agua (NOTA: el agua líquida no tiene para estarpresente para que hidratos formen)

· Temperatura

· Presión

· Composición

Consideraciones secundarias

· Mezcla

· Cinética

· Sitio físico para la formación cristalina y aglomeración tal como un codo, unorificio, un thermowell, o una línea escala de la pipa

· Salinidad

La formación del hidrato ocurrirá generalmente como la presión aumenta y/o latemperatura disminuye a la condición de la formación.

Condiciones para la formación del hidrato para los gases ligeros. Fig.20-14



Comparación del contenido en agua experimental 5.31% del gas de C3/94.69%C1 en equilibrio con el hidrato Fig. 20-13



HIDRATOS EN SISTEMAS DE GAS NATURAL

Curvas de la Presión-Temperatura para la formación del hidrato que predice.



Curvas de la Presión-Temperatura para la formación del hidrato que predice.Fig.20-15

PRECAUCIÓN: Los cuadros 20-15 a 20-17 deben ser utilizados solamente paralas primeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato.Para una determinación más exacta del hidrato las condiciones hacen cálculoscon kv-s

PREDICCIÓN DEL HIDRATO DULCE DEL GAS NATURAL

Condiciones

La fig. 20-14, basada en datos experimentales, presenta las curvas del equilibriode la presión-temperatura del hidrato para puro metano, etano, propano, y parauna mezcla del propano del etano 30% del nominal 70%.



una mezcla del propano del etano 30% del nominal 70%.

La fig. 20-15 a 20-17, basado en gravedad del gas, se puede utilizar para lasprimeras aproximaciones de las condiciones de la formación del hidrato y paraestimar la extensión permitida de gases naturales dulces sin la formación dehidratos.

Las condiciones en las cuales los hidratos pueden formar son afectadasfuertemente por la composición del gas. Las composiciones usadas para laconstrucción de fig. 20-15 a fig. 20-17 se dan en fig. 20-18.

Los gases se saturan con agua.

Ejemplo 20-3 - Encuentre la presión en la cual el hidrato forma para un gas conla composición siguiente. T = 50°F.

COMPONENTE FRACCION PESO Lbs/Lbs Mol de la

MOLAR MOLAR MEZCLA

Pesos del Wt de la mezcla de gases = 20.08

De fig. 20-15 en 50°F

P = 320 psia para 0.7 gases de la gravedad

Ejemplo 20-4 - El gas en el ejemplo 20-3 debe ser ampliado a partir 1.500 psia a500 psia. ¿Cuál es la temperatura inicial mínima que el permiso la extensión sinla formación del hidrato?

La línea de presión inicial de 1.500 psia y la línea de presión final de 500 psia seintersecan apenas sobre la curva 100°F en fig. 20-17. 112°F esaproximadamente la temperatura inicial mínima.

Ejemplo 20-5 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000psia y 100°F ampliar sin la formación del hidrato?

En fig. 20-16 encuentre la intersección de la línea de presión inicial 2.000 con lacurva inicial de la temperatura 100°F. Lea en el x-axis la presión final permitida



curva inicial de la temperatura 100°F. Lea en el x-axis la presión final permitidade 1100 psia.

Ejemplo 20-6 - ¿Hasta dónde se puede los 0.6 gases de la gravedad en 2.000psia y 140°F ampliar sin la formación del hidrato?

En fig. 20-16, la curva inicial de la temperatura 140°F no interseca la línea depresión inicial de 2.000 psia. Por lo tanto, el gas puede amplíese a la presiónatmosférica sin la formación del hidrato.

Las condiciones predijeron por fig. 20-15 estén hasta los días 20-17 de mayoperceptiblemente en el error para las composiciones con excepción de ésasusadas para derivar las cartas. Para una determinación más exacta de lascondiciones de la formación del hidrato, los procedimientos siguientes deben serseguidos. Además, la fig. 20-16 y 20-17 no explica el agua líquida y loshidrocarburos líquidos presentan o formaron durante la extensión. Éstos puedentenga un efecto significativo sobre la temperatura del enchufe del dispositivo dela reducción de la presión.

Extensión permitida de un gas natural 0.6-Gravity sin la formación delhidrato.Fig.20-16



Extensión permitida de un gas natural 0.7-Gravity sin la formación delhidrato.Fig.20-17



Composiciones del gas usadas para fig. 20-15 a 20-17. Fig.20-18

PREDICCIÓN DEL HIDRATO BASADA EN LA COMPOSICIÓN PARALOS GASES DULCES

Varias correlaciones han probado útil para predecir la formación del hidrato degases dulces y de contener de los gases mínimos cantidades de CO2 y/o deH2S. Los más confiables requieren a análisis de gas. El Katz method14, 15utiliza los constantes de equilibrio sólidos del vapor definidos por el Ec. 20-2.

Kvs = y/xs Eq 20-2

ADVERTENCIA: No bueno para los componentes puros - solamente mezclas.

Las correlaciones aplicables del K-valor para la formación del hidrato lasmoléculas (metano, etano, propano, isobutane16, normal butane17, dióxido decarbono, y sulfuro de hidrógeno) se demuestran en la fig.

20-19 a 20-25. El butano normal no puede formar un hidrato por sí mismo sinopuede contribuir a la formación del hidrato en una mezcla.

Para los propósitos del cálculo, todas las moléculas demasiado grandes deformar los hidratos tienen un K-valor del infinito. Éstos incluyen todo el normaldel butano normal más grande de las moléculas del hidrocarburo de la parafina.

El nitrógeno se asume para ser un no-hidrato anterior y está también asignó unK-valor del infinito.

Los valores de Kvs se utilizan en una ecuación del “punto de condensación”para determinar la temperatura o la presión del hidrato.

El cálculo es iterativo y convergencia se alcanza cuando se satisface la funciónobjetiva siguiente (Ec. 20-3).

axis la presión final permitida de 1100 psia.

Ejemplo 20-6 - ¿Hasta dónde se puede los



Ejemplo 20-6 - ¿Hasta dónde se puede los0.6 gases de la gravedad en 2.000 psia y

140°F ampliar sin la formación del hidrato?

En fig. 20-16, la curva inicial de la temperatura 140°F no interseca la línea depresión inicial de 2.000 psia. Por lo tanto, el gas puede amplíe Ec. 20-3

Ejemplo 20-7 - Calcule la presión para la formación del hidrato en 50°F para ungas con la composición siguiente.



El infinito que interpola linear, Sy/Kvs = 1.0 a 305 psia

Debe ser ejercitado cuando algunos isoparafinas más altos del peso molecular yciertos cicloalcanos están presentes pues pueden formar los hidratos de laestructura H.

La presión experimental observada del hidrato-formación en 50 ° F era 325 psia.

Ejemplo 20-8 - El gas con la composición abajo está en 3500 psia y 150°F.¿Cuál será las condiciones del hidrato cuando se amplía este gas?

Pasos de la solución:

1. Haga varios cálculos de destello adiabáticos en diversas presiones y trace enuna presión contra gráfico de la temperatura. (Véase fig. 20-26)

Presión Inicial Temperatura Presión Final Temperatura

Psia Inicial °F Psia Final °F



2. Asuma una cierta temperatura y prediga la presión de formación del hidratopara este gas usando el sólido-vapor Kdata.

Trace los resultados en fig. 20-26. Muestree los cálculos para 200 y 300 psia seproporcionan abajo. Este cálculo se ha repetido para que 400, 500, 800 y 1000psia desarrollen fig. 20-26.

3. La intersección de las líneas en fig. 20-26 será el punto en el cual los hidratoscomienzan a formar. En este ejemplo, el resultado es 500 psia y 52°F.

Nota: La fig. 20-16 pediría la extensión permitida solamente a una presión



Nota: La fig. 20-16 pediría la extensión permitida solamente a una presiónalrededor 700 psia.

La correlación de Katz no se recomienda sobre 1000-1500 psia, dependiendode la composición. La predicción de las condiciones de la formación del hidratoen presiones más altas requiere el uso de otros métodos. Sloan, presenteet.al.18 un sistema alterno de los valores de Kvs que, son generalmente válidosa 4000 psia. &amp de McLeod; Actuales datos experimentales del hidratoCampbell19 para las mezclas de gases naturales hasta 10.000 psia así comouna correlación para estimar condiciones de alta presión de la formación delhidrato. &amp de Blanc; Tournier-Lasserve20 proporcionan datosexperimentales del hidrato a 14.500 psia y comparan correlaciones de lapredicción con datos experimentales.

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el metano. Fig.20-19



Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el etano. Fig. 20-20



Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el propano. Fig.20-21



Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el isobutano.Fig.20-22



">

3. La intersección de las líneas en fig. 20-26 será el punto en el cual los hidratoscomienzan a formar. En este ejemplo, el resultado es 500 psia y 52°F.

Nota: La fig. 20-16 pediría la extensión permitida solamente a una presiónalrededor 700 psia.

La correlación de Katz no se recomienda sobre 1000-1500 psia, dependiendode la composición. La predicción de las condiciones de la formación del hidratoen presiones más altas requiere el uso de otros métodos. Sloan, presenteet.al.18 un sistema alterno de los valores de Kvs que, son generalmente válidosa 4000 psia. &amp de McLeod; Actuales datos experimentales del hidratoCampbell19 para las mezclas de gases naturales hasta 10.000 psia así comouna correlación para estimar condiciones de alta presión de la formación delhidrato. &amp de Blanc; Tournier-Lasserve20 proporcionan datosexperimentales del hidrato a 14.500 psia y comparan correlaciones de lapredicción con datos experimentales.

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el metano. Fig.20-19



Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el N-Butano. Fig.20-23



Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el dióxido de carbono. Fig. 20-24

Constantes de equilibrio Vapor-Sólidos para el sulfuro de hidrógeno. Fig. 20-25



Bosquejo por ejemplo 20-8 de la solución. Fig. 20-26



PREDICCIONES DEL HIDRATO PARA ALTO CONTENIDO DECO2/H2S

El método de Katz de predecir temperatura de la formación del hidrato da losresultados razonables para los gases normales dulces del hidrocarburo de laparafina. El método de Katz no se debe utilizar para los gases contenercantidades significativas de CO2 y/o de H2S a pesar de que los valores de Kvsestán disponibles para estos componentes.

Las condiciones de la formación del hidrato para los altos gases de CO2/H2Spueden variar perceptiblemente de ésos integrados solamente porhidrocarburos. La adición de H2S a una mezcla de gases natural dulceaumentará generalmente la temperatura de la formación del hidrato en unapresión fija.

Un método por el &amp de Baille; Wichert para predecir la temperatura de losaltos gases contentos de H2S se demuestra en fig. 20-2722. Esto se basa en elprincipio de ajustar las condiciones del hidrato del propano para explicar lapresencia de H2S según lo ilustrado en el ejemplo siguiente.



presencia de H2S según lo ilustrado en el ejemplo siguiente.

Ejemplo 20-9 - Estime la temperatura de la formación del hidrato en 610 psia deun gas con el análisis siguiente usando fig. 20-27.

Pasos de la solución:

1. Incorpore el lado izquierdo de fig. 20-27 en 600 psia y proceda a la línea de laconcentración de H2S (4.18 mol)

2. Proceda abajo verticalmente a la gravedad específica del gas

(g = 0.682)

3. Siga la línea de guía diagonal a la temperatura en parte inferior del gráfico (T= 63.5°F).

4. Aplique la corrección C3 usando el parte movible en el superior izquierdo.

Incorpore el lado de mano izquierda en la concentración de H2S y proceda a lalínea de la concentración C3 (0.67). Proceda abajo verticalmente a la presión desistema y leído la corrección en la escala de la mano izquierda (- 2.7°F)

Nota: La corrección de temperatura C3 es negativa cuando en lado de manoizquierda del gráfico y del positivo en el lado derecho.

TH = 63.5 - 2.7 = 60.8°F

La fig. 20-27 fue desarrollada basó en condiciones calculadas del hidratousando el FOE de Peng-Robinson. Ha probado absolutamente exacto cuandoestá comparado a la cantidad limitada de experimental datos disponibles. Debeser extrapolada solamente más allá de la base de datos experimental con laprecaución.

Fig. Formación experimental del hidrato de los presentes de 20-2823 datos paratres mezclas de metano, de propano y de hidrógeno sulfuro. Los resultados delos métodos seleccionados de la predicción del hidrato son también demostrado.



los métodos seleccionados de la predicción del hidrato son también demostrado.

La adición de CO2 al metano puro aumentará levemente la temperatura delhidrato en un pressure.24 fijo sin embargo, la adición de CO2 a una mezcla degases natural dulce “típica” bajará a menudo la temperatura de la formación delhidrato en una presión fija.

La fig. 20-29 se proporciona para retratar estos efectos compositivos.

Las curvas del hidrato para cuatro composiciones del gas se demuestran. Éstosfueron generados usando un empleo comercial del programa del hidrato el FOEde Peng-Robinson. Las cuatro composiciones del gas son:

Gas dulce (0.6 SP. - GR. provea de gas de fig. 20-18)

Gas dulce que contiene el CO2 10

Gas dulce que contiene 10 H2S

Gas dulce que contiene 10 CO2 y 10 H2S

Observe que H2S aumenta perceptiblemente la temperatura del hidrato de ungas natural dulce. En este ejemplo, en 1000 psia, la adición de H2S (10 mol) auna mezcla de gases dulce aumenta el hidrato la temperatura por 15°F. Por unaparte, CO2 tiene a efecto de menor importancia sobre la temperatura de laformación del hidrato y disminuye levemente la temperatura del hidrato paraambos el “dulce” y “agria” los gases en este caso. Los programas decomputadora FOE-basados son probablemente los más constantes método depredecir temperaturas de la formación del hidrato hoy. La exactitud cuando estácomparada a los datos experimentales está generalmente ± 2°F. Esto esgeneralmente adecuado para el diseño.

Inhibición del hidrato

La formación de hidratos puede ser prevenida deshidratándose el gas o ellíquido para eliminar la formación de condensado fase del agua (líquido osólido). En algunos casos, sin embargo, la deshidratación puede no ser prácticao económicamente factible. En éstos los casos, inhibición pueden ser un métodoeficaz de prevenir la formación del hidrato.

La inhibición utiliza la inyección de una de los glicoles o del metanol en unacorriente de proceso donde puede combinar con condensado fase acuosa parabajar la temperatura de la formación del hidrato en una presión dada. El glicol yel metanol pueden ser recuperados con la fase acuosa, regenerada yreinyectada. Para la inyección continua en servicios abajo - a 40°F, uno de losglicoles ofrece generalmente una ventaja económica contra el metanolrecuperado por la destilación. En las condiciones criogénicas (debajo - de 40°F)el metanol se prefiere generalmente porque la viscosidad del glicol hace laseparación eficaz difícil.

Glicol de etileno (EG.), glicol del dietileno (grado), y los glicoles del glicol deltrietileno (TEG) se han utilizado para la inhibición del hidrato. El más popular hasido glicol de etileno debido a su viscosidad más barata, más baja, y solubilidadmás baja en hidrocarburos líquidos.

Las características físicas de los glicoles y de las mezclas más comunes delglicol-agua se dan en fig. 20-30 a fig. 20-41.

La información tabular para los glicoles y el metanol puros se proporciona en fig.20-42.



Fig. 20-27

Carta del hidrato para los gases que contienen H2S



Fig. 20-28

Experimental contra las condiciones previstas del hidrato para los gases quecontienen C1, C3, y H2S



Gas dulce que contiene 10 CO2 y 10 H2S

Observe que H2S aumenta perceptiblemente la temperatura del hidrato de ungas natural dulce. En este ejemplo, en 1000 psia, la adición de H2S (10 mol) auna mezcla de gases dulce aumenta el hidrato la temperatura por 15°F. Por unaparte, CO2 tiene a efecto de menor importancia sobre la temperatura de laformación del hidrato y disminuye levemente la temperatura del hidrato paraambos el “dulce” y “agria” los gases en este caso. Los programas decomputadora FOE-basados son probablemente los más constantes método depredecir temperaturas de la formación del hidrato hoy. La exactitud cuando estácomparada a los datos experimentales está generalmente ± 2°F. Esto esgeneralmente adecuado para el diseño.

Inhibición del hidrato

La formación de hidratos puede ser prevenida deshidratándose el gas o ellíquido para eliminar la formación de condensado fase del agua (líquido osólido). En algunos casos, sin embargo, la deshidratación puede no ser prácticao económicamente factible. En éstos los casos, inhibición pueden ser un métodoeficaz de prevenir la formación del hidrato.

La inhibición utiliza la inyección de una de los glicoles o del metanol en unacorriente de proceso donde puede combinar con condensado fase acuosa parabajar la temperatura de la formación del hidrato en una presión dada. El glicol yel metanol pueden ser recuperados con la fase acuosa, regenerada yreinyectada. Para la inyección continua en servicios abajo - a 40°F, uno de losglicoles ofrece generalmente una ventaja económica contra el metanolrecuperado por la destilación. En las condiciones criogénicas (debajo - de 40°F)el metanol se prefiere generalmente porque la viscosidad del glicol hace laseparación eficaz difícil.

Glicol de etileno (EG.), glicol del dietileno (grado), y los glicoles del glicol deltrietileno (TEG) se han utilizado para la inhibición del hidrato. El más popular hasido glicol de etileno debido a su viscosidad más barata, más baja, y solubilidadmás baja en hidrocarburos líquidos.

Las características físicas de los glicoles y de las mezc: 0in">

Fig. 20-29

Condiciones de la formación del hidrato para el gas dulce que demuestraefectos del CO2 y de H2S



Para ser eficaz, el inhibidor debe estar presente en muy señale adonde el gasmojado se refresca a su temperatura del hidrato.

Por ejemplo, en instalaciones frigoríficas los inhibidores del glicol se rocíantípicamente en las caras de la tubo-hoja de los cambiadores del gas tan quepuede fluir con el gas a través de los tubos. Pues el agua condensa, el inhibidorestá presente mezclarse con el agua y prevenir hidratos. La inyección debe serde una forma permitir bueno la distribución a cada paso del tubo o de la placaen los refrigeradores y los cambiadores de calor que funcionan debajo del gas



en los refrigeradores y los cambiadores de calor que funcionan debajo del gashidrata temperatura.

Se separa el inhibidor y la mezcla condensada del agua de la corriente del gasjunto con un hidrocarburo líquido separado corriente. A este punto, el punto decondensación del agua de la corriente del gas es esencialmente igual a latemperatura de la separación. Las soluciones del Glicol-agua y loshidrocarburos líquidos pueden emulsionar cuando están agitadas o cuando estáampliado de una alta presión a una presión más baja, e.g., válvula de laextensión del JT. El diseño cuidadoso del separador permitirá la recuperacióncasi completa del glicol diluido para la regeneración y el reinyección. La fig. 20-43 demuestra un organigrama para un típico EG. Sistema de inyección en unainstalación frigorífica.

El regenerador en un sistema de inyección del glicol se debe funcionar paraproducir una solución regenerada del glicol que tenga un punto de congelacióndebajo de la temperatura mínima encontrada en el sistema.

Ésta es fig. 20-44 demostraciones de los pesos típicamente 75-80 % lacongelación en punto de varias concentraciones de soluciones del agua delglicol.

La concentración mínima del inhibidor en el agua libre la fase se puedeaproximar por la ecuación de Hammerschmidt.

Ec 20-4

Eq 20-4 no se debe utilizar más allá del peso 20-25 % para el metanol y peso60-70 % para los glicoles. Para las concentraciones del metanol hasta cerca de50 %, Nielsen-Bucklin equation26 proporciona mejor exactitud:

d = Ln -129.6 (xH2O) Ec 20-5

Observe que “xH2O” en Ec 20-5 es una fracción de topo, no una fracción total.

La fig. 20-45 proporciona la conversión del por ciento total metanol al agua de lafracción de topo. Maddox et.al.27 presenta un método de estimar requeridoconcentración del inhibidor para el metanol y EG. El método es iterativo peroconverge fácilmente después de algunas iteraciones.

Las figs. 20-46 a 20-50 proveen de una comparación de las varias correlacionesdel inhibidor data 28, 29 y 30 experimentan, los datos en las concentracionesmuy altas del inhibidor son limitados.

Una vez que se ha calculado la concentración requerida del inhibidor, la masadel inhibidor requerida en la fase del agua puede calcúlese de Ec 20-6

Ec 20-6

La cantidad de inhibidor que se inyectaráno sólo debe ser suficiente prevenir la



no sólo debe ser suficiente prevenir lacongelación de la fase del agua del inhibidor, pero también debe ser suficienteprever la fase de vapor del equilibrio contenido del inhibidor y la solubilidad delinhibidor en cualquier hidrocarburo líquido. La presión de vapor del metanol esalta bastantes que las cantidades significativas vaporizarán. Las pérdidas de lavaporización del metanol se pueden estimar de fig. 20-51.31 fig. 20-51 seextrapola sobre 700 psia. Los estudios recientes indican fig. 20 - 51 puedensubestimar pérdidas del metanol de la fase de vapor en más arriba presiones.Las pérdidas de la vaporización del glicol son generalmente muy pequeñas y seno hacen caso típicamente en cálculos.

Las pérdidas del inhibidor a la fase líquida del hidrocarburo son más difíciles depredecir. La solubilidad es una función fuerte de las composiciones de la fasedel agua y de la fase del hidrocarburo. Fig. 20-52 presenta data 32, 33,34experimental que demuestra solubilidad de metanol en un líquido parafínico delhidrocarburo en función de concentración de la temperatura y del metanol.Solubilidad del metanol en hidrocarburos naftenóicos es levemente menos queparafínico, pero la solubilidad en hidrocarburos aromáticas puede ser cuatro aseises épocas más arriba que en parafínico.

Solubilidad del EG. en hidrocarburo del líquido la fase está extremadamentesolubilidad de small.29 A de 0.3 libras por 1000 galones. (los E.E.U.U.) de NGLes de uso frecuente para los propósitos del diseño. Sin embargo, arrastre yotras pérdidas físicas pueden dar lugar a pérdidas totales perceptiblemente másarriba que esto.

El ejemplo 20-10-100 MMscf/d del gas natural sale de costa afuera plataformaen 100°F y 1200 psia. El gas viene onshore en 40°F y 900 psia. La temperaturadel hidrato del gas es 65°F. La producción condensada asociada es 10barriles/MMscf. el condensado tiene una gravedad del API de 50 y un MW de140.

Calcule la cantidad de metanol y de 80% EG. el inhibidor requirió para prevenirla formación del hidrato en la tubería.

Solución:

Metanol

1. Calcule la cantidad de agua condensada por día de fig. 20-3,

El agua condensó = (100) (53 - 9.5) = 4350 libras/día

2. Calcule la concentración requerida del inhibidor del metanol de Ec 20-4 y 20-5.



5.

d = 25°F MW = 32

Solucionando para XI,

XI = 0.255, Ec 20-4

XI = 0.275, Ec 20-5 (utilice este valor en subsecuente cálculos)

3. Calcule el índice total de inhibidor en fase del agua (asuma que el metanol100 está inyectado)

4. Pérdidas de la vaporización de la estimación de fig. 20-51.

@ 40°F y 900 psia, pérdidas =

Pérdidas diarias = (1.05) (100) (27.5) = 2890 libras/día

5. Estime las pérdidas a la fase líquida del hidrocarburo de fig. 20-52.

@ 40°F y 27.5% MeOH, x MeOH” 0.2% mol libra · condensado de los moles pordía:



Lb/mol de metanol = (1950) (0.002) = 3.9 libras · mol/día

Libras de metanol = (3.9) (32) = 125 libras/día

Tarifa total de la inyección del metanol = 1650 + 2890 + 125 = 4665 libras/día

Fig. 20-30

Densidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno



Fig. 20-31

Densidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno



Fig. 20-32

Densidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno



Fig. 20-33

Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno










Fig. 20-34

Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del dietileno



Fig. 20-32

Densidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno



Fig. 20-33

Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol de etileno










Fig. 20-35

Viscosidades de las soluciones acuosas del glicol del trietileno



Fig. 20-36

Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol de etileno



Fig. 20-37

Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del dietileno



Fig. 20-38

Capacidades de calor de las soluciones acuosas del glicol del trietileno



Fig. 20-39

Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del etileno



Fig. 20-40



Fig. 20-40

Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del dietileno



Fig. 20-41

Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del trietileno



Fig. 20-42

Características físicas de glicoles y de los metanoles seleccionados

Etileno

Glicol

Dietileno

Glicol

Trietileno

Glicol

Tetraetileno

Formula C2H6O2 C4H10O3 C6H14O4

Peso

molecular62.1 106.1 150.2

Punto de

ebullición

en

760 mm

Hg, °F

387.1 472.6 545.9 NT FACE="Arial, serif">Conductividad termal de las mezclas del Glicol-Agua del trietileno




Etileno

Glicol

148.1

Punto de

ebullición

en 760

mm Hg,

°C

197.3

Presión

de vapor

en

77°F

(25°C)

mm Hg

1.110



mm Hg

Densidad

(g/cc) en

77°F

(25°C)

(g/cc) en

140°F

(60°C)

1.085

Lbs por

galón

en 77°F

(25°C)



Fig. 20-42


Etileno

Glicol

9.26

1.088

Punto de congelación, °F

8 9.29

Vierta el punto, °F

— 17

Viscosidad en centripoi

en 77°F (25°C)

en 140°F (60°C)

16.5 –65

Tensión de superficie

En 77 °F (25°C), dinas/cm 4.68 28.2

índice de refracción de

en 77°F (25°C) 47 6.99

Calor específico

en el °F 77(25°C) BTU/(lbs.

°F)

1.430 44

punto de inflamación °F

(PMCC),0.58 1.446

punto del fuego del °F

(C.O.C.)240 0.55



Nota: Estas características son resultados del laboratorio en compuestos puros o típicos de los

productos, pero no se deben confundir con, o mirar como, las especificaciones.

* Los glicoles se descomponen en las temperaturas debajo de su punto de ebullición atmosférico. Las

temperaturas aproximadas de la descomposición son:

Glicol del trietileno 404°F Glicol de etileno 329°F

Glicol Tetraetileno 460°F Glicol del dietileno 328°F

El metanol dejado en la fase de gas se puede recuperar por la condensación con el agua restante en

procesos de refrigeración rio abajo.

Asimismo, el metanol en la fase condensada puede ser recuperado por el agua por el lavado rio abajo

del agua 80% EG.

1. Calcule la concentración requerida del inhibidor de Eq 20-4.

d = 25°F MW = 62

Solucionando para XI, XI = 0.40

2. Calcule el índice total de inhibidor en fase del agua.

Las pérdidas del hidrocarburo de la vaporización y del líquido son insignificantes.

Las pérdidas del inhibidor representan gastos de explotación significativos y puedencausar problemas en unidades de proceso rio abajo. La separación eficiente del inhibidordebe ser proporcionada.

DESHIDRATACIÓN DEL GAS

Sistemas de la deshidratación del glicol



Sistemas de la deshidratación del glicol

En esas situaciones donde no está factible o práctica la inhibición, la deshidratacióndebe ser utilizada. Desecativos líquidos y sólidos puede ser utilizado, pero la economíafavorece con frecuencia el líquido deshidratación desecante cuando resolverá laespecificación requerida de la deshidratación.

El equipo desecante líquido de la deshidratación es simple funcionar y mantener. Puedeser automatizado fácilmente para desatender operación; por ejemplo, deshidratación delglicol en un telecontrol pozo de producción. Los desecativos líquidos se pueden utilizarpara los gases amargos, pero las precauciones adicionales en el diseño son necesariasdebido a la solubilidad de los gases ácidos en la solución desecante. En el contenido degas muy de alto grado de ácido y presiones relativamente más altas los glicoles puedentambién ser “solubilidad” en el gas.

Los glicoles se utilizan típicamente para los usos donde las depresiones del punto decondensación de la orden de 60° a 120°F se requieren.

Glicol del dietileno (grado), glicol del trietileno (TEG), y el glicol Tetraetileno (TREG) seutiliza como los desecativos líquidos, pero TEG es el más común para la deshidratacióndel gas natural.

Fig. 20-43

Sistema de inyección típico del glicol



Fig. 20-44

Puntos de congelación de las soluciones acuosas del glicol



La buena práctica dicta la instalación de un depurador de gas de la entrada, incluso si eldeshidratador está cerca d/P>

Los separadores integrales en la parte inferior del contactor son comunes.

Después del flujo de proceso en fig. 20-53, regenerado el glicol se bombea a la bandejasuperior del contactor (amortiguador).

El glicol absorbe el agua mientras que fluye abajo a través del contactor en sentidocontrario al flujo del gas. se quita el glicol Agua-rico de la parte inferior del contactor,



contrario al flujo del gas. se quita el glicol Agua-rico de la parte inferior del contactor,pasos con el reflujo la bobina del condensador, flashes la mayor parte de del gas solubleen el tanque de destello, y atraviesa rico-inclina al cambiador de calor a regenerador. Enel regenerador, se destila el agua absorbente del glicol en la presión atmosférica cercanapor el uso del calor. El glicol magro regenerado atraviesa rico-se inclina y cambiador delrefrigerador del glicol para refrescarse antes de ser recirculada al contactor por la bombadel glicol.

La evaluación de un sistema de TEG implica primero el establecimiento concentraciónmínima de TEG requerida para hacer frente al gas del enchufe especificación del puntode condensación del agua. La fig. 20-54 demuestra el punto de condensación del aguade una corriente del gas natural en equilibrio con una solución de TEG en las variastemperaturas y las concentraciones de TEG. Fig. 20-54 puede ser utilizado para estimarla concentración requerida de TEG para un uso particular o la depresión teórica delpunto de condensación para una temperatura dada de la concentración y del contactorde TEG.

Los dewpoints reales del enchufe dependen de la circulación de TEG índice y número deetapas del equilibrio, pero acercamientos típicos al equilibrio son los dewpoints delequilibrio 10-20°F. Son relativamente insensibles a la presión y la fig. 20-54 se puedeconsumir a 1500 psia con poco error.

Fig. 20-45

Fracción de Mol H2O Vs Peso % de metanol



Fig. 20-46

Inhibición del hidrato con glicol de etileno: Hammerschmidt Vs Data28 experimental



Fig. 20-47

Inhibición del hidrato con metanol: Hammerschmidt Vs Data28 experimental



Fig. 20-48

Inhibición del hidrato con metanol: &amp de Nielsen; Bucklin Vs Data28 experimental



Fig. 20-49

Inhibición del hidrato con metanol: &amp de Nielsen; Bucklin26 Vs Data28 experimental



Fig. 20-50

Inhibición del hidrato con metanol: Maddox y al.27 Vs experimental

Data28



Fig. 20-51

Cociente de la composición del vapor del metanol a la composición del metanol líquido



La fig. 20-54 se basa en los datos del equilibrio publicados por Parrish, y varios elequilibrio correlations 36, 37, 38, 39,40 se han presentado desde 1950. Las edicionesanteriores del libro de datos de GPSA presentaron una correlación del equilibrio basadaen el trabajo de Worley38. Generalmente las correlaciones de Worley, de Parrish convienen razonablemente bien y son adecuadas para la mayoría de los diseñosde sistema de TEG. Todos son limitados por la capacidad de medir exactamente laconcentración del equilibrio de agua en la fase de vapor sobre soluciones de TEG. Lacorrelación de Parrish ha sido incluida en esta edición porque las concentraciones delagua del equilibrio en la fase de vapor eran resueltas en la dilución infinita(esencialmente 100% TEG). Las otras correlaciones utilizan extrapolaciones de datos enconcentraciones más bajas para estimar equilibrio en la región infinita de la dilución.

Observe por favor que los dewpoints del agua del equilibrio en la ordenada de fig. 20-54se basa en la asunción que la fase condensada del agua es un líquido metaestable. Enlos dewpoints bajos la fase condensada verdadera será un hidrato. El equilibrio latemperatura del punto de condensación sobre un hidrato es más alta que ésa sobre unlíquido metaestable. Por lo tanto, la fig. 20-54 predice los dewpoints que son más fríosque los que puedan realmente estar alcanzado. La diferencia es una función de lacomposición de la temperatura, de la presión y del gas pero puede ser tanto como 15-20°F (véase fig. 20-13). Al deshidratarse a los dewpoints muy bajos, tales como ésosrequeridos contracorriente desde un proceso de la refrigeración, la concentración deTEG debe ser suficiente secar el gas al punto de condensación del hidrato.

La concentración magra de TEG se ha establecido una vez, El índice de la circulación deTEG y el número de las bandejas (altura del embalaje) deben ser resueltos. Los diseñosmás económicos emplean índices de la circulación de cerca de 2-5 galones. TEG/lb H2Oabsorbente. La relación entre el índice de la circulación y el número de etapas delequilibrio emplea las técnicas del cálculo de la absorción fijadas hacia fuera en elcapítulo 19. Esto se ha hecho para los sistemas de TEG con los resultados presentaronen las figs 20-55 a 20-59.

La conversión de etapas del equilibrio a las bandejas reales puede ser hecho si seasume que una eficacia total de la bandeja de 25-30%. Para el embalaje, altura del



asume que una eficacia total de la bandeja de 25-30%. Para el embalaje, altura delembalaje equivalente a una placa teórica (HETP) varía con tarifa de la circulación deTEG, tarifa del gas, y el gas la densidad pero un valor de cerca de 60 pulgadas esgeneralmente adecuados para propósitos de planeamiento. Cuando la densidad del gasexcede cerca de 6 lb/ft3 (generalmente en mismo las altas presiones), las conversionesantedichas pueden no proporcionar suficientes altura del embalaje y número debandejas.

También cuando la temperatura del contactor es menos que sobre 60°F, la viscosidadcreciente del TEG puede reducir la masa transfiera la eficacia, y las temperaturas enesta gama deben ser evitadas.

Fig. 20-52

Solubilidad del metanol en Hydrocarbons32 parafínico, 33.34 Vs temperatura en lasvarias concentraciones del metanol



Fig. 20-53

Organigrama de proceso del ejemplo para la unidad de la deshidratación del glicol



El espaciamiento típico de la bandeja en contactores de TEG es 24 pulgadas. Por lotanto, la altura total de la columna del contactor será basada encendido el número debandejas o de embalaje requerido más un adicional 6-10 pies para permitir el espaciopara la retirada del vapor sobre la bandeja superior, la distribución del gas de la entradadebajo de la bandeja inferior, y el volumen rico de la oleada del glicol en la parte inferiorde la columna. Bandejas del casquillo de burbuja se han utilizado históricamente en loscontactores del glicol debido a las tarifas líquidas bajas contra flujo del gas, pero el



contactores del glicol debido a las tarifas líquidas bajas contra flujo del gas, pero elembalaje estructurado está encontrando la aceptación. Generalmente, el embalajeestructurado permite un diámetro perceptiblemente más pequeño del contactor y uncontactor levemente más pequeño altura.

El diámetro del contactor es fijado por la velocidad del gas. El apresto es idéntico a ésecontorneado para los separadores en la sección 7 recomendada los valores para losfactores K y los C-factores se demuestran en la fig. 20-60.

Los vendedores que embalan estructurados cotizan con frecuencia un valor del Fs paracontactores del glicol del apresto, donde el Fs se define en Eq 20-7

Los valores de Fs = 2.5 a 3.0 proporcionarán generalmente una buena estimación deldiámetro del contactor para el embalaje estructurado.

El ejemplo 20-11-30 MMscf/d de 0.65 gases naturales de las densidades entra en uncontactor de TEG en 600 psia y la especificación del contenido en agua del enchufe100°F. es 7 libras H2O/MMscf y la tarifa de la circulación de TEG es 3 galones TEG/lbH2O. Estime el diámetro del contactor y número de bandejas del casquillo de burbuja oaltura del embalaje estructurado requerido para cumplir este requisito. Asuma z = 0.92

Pasos de las soluciones:

1. Concentración requerida estimación de TEG de fig. 20-54

Fig. 20-54

Punto de condensación del equilibrio H2O Vs temperatura en las varias concentraciones



Fig. 20-55

Retiro del agua Vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG(N = 1.0)



Fig. 20-56




Fig. 20-57




proporcionarán generalmente una buena estimación del diámetro del contactor para elembalaje estructurado.

El ejemplo 20-11-30 MMscf/d de 0.65 gases naturales de las densidades entra en uncontactor de TEG en 600 psia y la especificación del contenido en agua del enchufe100°F. es 7 libras H2O/MMscf y la tarifa de la circulación de TEG es 3 galones TEG/lbH2O. Estime el diámetro del contactor y número de bandejas del casquillo de burbuja oaltura del embalaje estructurado requerido para cumplir este requisito. Asuma z = 0.92

Pasos de las soluciones:

1. Concentración requerida estimación de TEG de fig. 20-54

Fig. 20-54

Punto de condensación del equilibrio H2O Vs temperatura en las varias concentraciones



Fig. 20-55



file:///D:/EBOOKS&LIBROS/EBOOK%20NUEVOS%202014/deshidratacion.htm 98/141Fig. 20-58



Fig. 20-58




Fig. 20-59

Retiro del agua vs tarifa de la circulación de TEG en las varias concentraciones de TEG(N = 3.0)



Fig. 20-60

Parámetros de clasificación recomendados para los contactores de TEG

* Dependiendo de densidad y de vendedor de embalaje

Punto de condensación de H2O = 24°F, que de fig. 20-3 es equivalente a un contenidoen agua de 7 libras H2O/MMscf @ 600 psia)

Asuma un acercamiento 10°F al equilibrio

@ T = 100°F, concentración magra” 98.8% de TEG



2. Número de estimación de etapas teóricas.

Calcule la eficacia del retiro del agua

De fig. 20-56 (N = 1.5) en 3 galones TEG/lb H

(Win - Wout) /Win = 0.885

De fig. 20-57 (N = 2.0) en 3 galones TEG/lb H

(Win - Wout) /Win = 0.925

Utilizando N = 2.0

2 etapas teóricas = 8 bandejas del casquillo de burbuja @ 24 espaciamientos de labandeja de la pulgada

2 etapas teóricas = 10 pies del tamaño que embala estructurado 3 el contactorCasquillos de burbuja, 24 espaciamientos de la bandeja de la pulgada:



Para el embalaje estructurado:

TEG absorberá típicamente cerca de 1 scf de gas natural dulce por el galón de glicol en1000 solubilidades psia y 100°F. Sea considerablemente más alto si el gas contienecantidades significativas de CO2 y H2S.

La solubilidad del CO2 puro en una solución de 96.5%TEG es demostrado en fig. 20-61.41 la solubilidad de H2S puro en TEG puro, se demuestra en fig. 20-62.42 para lasmezclas de gases, la solubilidad de H2S y el CO2 puede ser estimado incorporando elgráfico en el parcial presión del componente. La solubilidad real será típicamente algomenos que este valor estimado.

Hidrocarburos más pesados de la parafina son esencialmente insolubles adentro TEG.Los hidrocarburos aromáticas, sin embargo, son muy solubles adentro TEG, y lascantidades significativas de hidrocarburos aromáticas pueden absórbase en el TEG enlas condiciones del contactor. Esto puede presentar un peligro ambiental o de seguridadcuando se descargan de la tapa del regenerador constantes de equilibrio del Vapor-líquido (K-valores) para el benceno, el tolueno, el etilbenceno, y el o-xileno en solucionesde TEG se presentan en estos datos RR-131.43 indica eso en el contactor típicocondiciones aproximadamente 10-30% de los compuestos aromáticos en la corriente delgas se puede absorber en la solución de TEG. De acuerdo con los datos en RR-131 en1000 psia, 100°F y una circulación de TEG clasifican de 3 galones TEG/lb H2O



1000 psia, 100°F y una circulación de TEG clasifican de 3 galones TEG/lb H2Oabsorbentes, el porcentaje aproximado la absorción de compuestos aromáticos del gasen el TEG rico es calculado como:

Benceno 10%

Tolueno 14%

Etilbenceno 19%

O-xileno 28%

Aumentos aromáticos de la absorción con el aumento de la presión y temperatura dedisminución. La absorción aromática se relaciona directamente con la tarifa de lacirculación de TEG. Una circulación más alta clasifica resultado en la absorcióncreciente. La absorción aromática es esencialmente independiente del número decontactos en el amortiguador tan uno el método de reducir al mínimo la absorciónaromática es utilizar contactores más altos y reducir al mínimo tarifas de la circulación deTEG.

La mayor parte de los componentes aromáticos serán pelados de Solución de TEG en elregenerador.

El apresto de destello del tanque debe ser suficiente desgasificar el glicol la solución y lacapa superior arrastraron los hidrocarburos líquidos, en caso de necesidad.

Un rato de retención mínimo de 3-5 minutos se requiere para la desgasificación.

Si es líquido los hidrocarburos deben ser quitados también, retención los tiempos de 20-30 minutos se pueden requerir para adecuado separación. Las presiones de destello deltanque son típicamente menos de 75 psia.

El apresto del regenerador requiere el establecimiento del deber del reboiler y, cuandose requieren las altas concentraciones de TEG, abastecimiento suficiente gas dedesmontaje.

Una estimación rápida del deber del reboiler se puede hacer usando Ec 20-8

Ec 20-8

Ec 20-8 es aproximado y da generalmente los valores que son más altos que el deberreal. Una determinación más rigurosa del deber del reboiler se demuestra en el ejemplo20-12.

Ejemplo 20-12 - Determine el deber del reboiler para las condiciones en el ejemploanterior. Asuma el rico de la temperatura al entrar el TEG el regenerador es 300°F y latemperatura del reboiler es 400°F.



Fig. 20-61

Solubilidad del CO2 en 96.5% TEG Vs la presión en Temperatures39 seleccionado



Fig. 20-62

Solubilidad de H2S en TEG puro Vs la presión en Temperaturas40 seleccionada



Deber de Reboiler del glicol: Base 1 galón.

Calor sensible de TEG:

Vaporización de H2O absorbente:

Deber del condensador @ cociente de 25% reflujos:



Deber total incluyendo pérdida de calor del 10%:

La ebullición de TEG en 400°F y 1 atmósfera proporcionará glicol cerca de 98.6%. Laregeneración en una altitud más alta dé lugar a concentraciones más altas en 400°F o auna temperatura reducida de la regeneración en la misma concentración.

CONCENTRACIÓN REALZADA DEL GLICOL

PROCESOS

Hay varios principios y procesos para obtener una pureza más alta de TEG que 98.6%,que es la pureza de TEG obtenido reboiling en 400°F y la presión atmosférica. Todos losmétodos se basan en el principio de reducir la presión parcial eficaz de Hespacio del vapor del reboiler del glicol, y por lo tanto de obtener una concentración másalta del glicol en la misma temperatura.

El método más común para el realce del glicol la concentración ha estado por medio degas de desmontaje o por medio de vacío en el reboiler.

Otros procesos patentados funcionando realzar la pureza del glicol y de tal modoalcanzar una depresión más rigurosa del punto de condensación del agua son comosigue:

DRIZO

La tecnología de DRIZO es una deshidratación basada glicol del gas proceso. El procesohace uso de un solvente que se vaporice y se utilice como material separador en lacolumna de destilación.



columna de destilación.

El vapor del reboiler del glicol/todavía columna se condensa en una unidad junto con elvapor de la columna de destilación.

El solvente y todos los compuestos de BTEX se condensan en esta unidad antes delvapor se descarga a la atmósfera. Las ventajas principales de este sistema son quetodos los compuestos de BTEX están recuperados del vapor antes de ser enviado a laatmósfera, eso la pureza de TEG puede ser tan alta como 99.999%, y ningún external serequiere el gas de desmontaje. La tecnología de DRIZO puede ser adaptado a lasunidades existentes debido a las cuales necesite ser aumentado nuevos requisitos parauna pureza más alta del glicol, o para un mejor control de emisión de BTEX y del CO2.

CLEANOL+

La tecnología de CLEANOL+ es una deshidratación basada glicol del gas proceso. Elproceso es cubierto por dos patentes; uno se dedica al realce de la pureza del glicol, y elotro a protección del medio ambiente contra la contaminación atmosférica. Ambaspatentes se aplican a la unidad de desmontaje del gas del sistema. El proceso hace usode un material separador que se componga principalmente de los compuestosaromáticos (BTEX) atrapados en el contactor del glicol y recogidos del vapor de arribadel reboiler/aún de la columna. El BTEX y un poco de agua se condensa del vapor. Ellíquido BTEX y se separa el agua, y el flujo requerido de BTEX seco se vaporiza y seinyecta en la columna de destilación. Cualquier exceso BTEX se recupera comocondensado.

El agua condensada contaminada con BTEX se vaporiza y se recicla para larecuperación de BTEX, y del agua potable se descarga para la disposición. El procesode CLEANOL+ puede proporcionar una pureza del glicol de 99.99% el procesopatentado de CLEANOL+ se puede agregar fácilmente a un sistema convencional de laregeneración del glicol. El proceso no utiliza cualquier gas externo para pelar y lasdescargas ningún BTEX o CO2 a través del sistema de respiradero a la atmósfera.

COLDFINGER

El proceso de Coldfinger toma base en un glicol convencional unidad de la regeneración.El principio fundamental de esta tecnología es condensar y recoger el agua/loshidrocarburos a partir de la fase de vapor del reboiler y drenarlos lejos del reboiler. UnColdfinger el condensador con una bandeja de recogida está situado en la fase de vapordel reboiler en un sistema convencional de la regeneración del glicol para lograr lapureza más alta del glicol. El agua/el condensado recogidos del condensador deColdfinger se recoge en un acumulador de donde se bombea periódicamente en laalimentación inmóvil corriente. El proceso de Coldfinger puede alcanzar unaconcentración de TEG de aproximadamente 99.96 pesos. El proceso de Coldfinger haceno hacer uso del gas de desmontaje.

PROGLY

El proceso de PROGLY es un sistema basado vacío. La cañería la diferencia entre estesistema y un sistema tradicional del vacío es que el vacío está aplicado a una parte muylimitada de sistema. El vacío se aplica a un recipiente que recibe el vapor directamente



limitada de sistema. El vacío se aplica a un recipiente que recibe el vapor directamentedel reboiler, así dando una bomba de vacío reducida tamaño.

Este proceso no requiere el reboiler ser situado sobre el tanque de la oleada, como serequiere para los sistemas convencionales, por lo tanto dando más flexibilidad para elarreglo de la disposición.

El proceso no requiere ningún gas de desmontaje, y un TEG la concentración de 99.9%puede ser alcanzada.

El proceso se puede adoptar a un sistema convencional existente de la regeneración delglicol.

Una unidad de la recuperación de BTEX se puede agregar como parte del sistema.

ECOTEG

El proceso de ECOTEG es muy similar al gas de desmontaje el proceso, pero esteproceso recicla el gas de desmontaje. El proceso utiliza sopladores para reciclar el gasde desmontaje y de tal modo reduce las disposiciones del vapor a la atmósfera. ElECOTEG el proceso puede alcanzar una concentración de TEG de aproximadamente99.98%.

Las gamas de concentraciones del glicol con los varios procesos del realce se enumeranen fig. 20-65.

Fig. 20-63

Organigramas de proceso simplificados de los sistemas realzados de la regeneración de



Fig. 20-64

Efecto de pelar el gas sobre la concentración de TEG





Fig. 20-65

Procesos de la regeneración del glicol

OTRAS CONSIDERACIONES

Bajo deshidratación convencional condiciona, 40 a 60% de el metanol en el gas de laalimentación a un deshidratador del glicol será absorbido por el TEG44. Esto agregarádeber adicional del calor en el reboiler y el vapor adicional cargan en el regenerador. Lasaltos tarifas de la inyección del metanol y remanente del lingote pueden causar lainundación.

Las pérdidas del glicol se pueden definir como remanente mecánico del contactor(normalmente 0.10 galones/MMscf para el eliminador de niebla estándar) más lavaporización del contactor y el regenerador y el derramamiento. Pérdidas del glicol,exclusivas del derramamiento, gama a partir de 0.05 galones/MMscf para a bajatemperatura de alta presión gases tanto como 0.30 galones/MMscf para la presión baja,gases des alta temperatura. Las pérdidas excesivas resultan generalmente de hacerespuma en el amortiguador y/o el regenerador. Los agentes de antiespuma son utilizadosa veces.

Las pérdidas de la vaporización de TEG en el contactor son mínimas a menos que latemperatura del gas se exceda sobre 120°F. Estas pérdidas son más significativas enpresiones más bajas. El glicol Tetraetileno (TREG) se ha utilizado en algunos casos parareducir al mínimo el desecativo pérdidas en sistemas de la presión da alta temperatura,baja. Las pérdidas de la vaporización en el regenerador resultan típicamente de tarifasde desmontaje excesivas del gas y/o de reflujo inadecuado.

Las pérdidas del glicol en sistemas de la deshidratación del CO2 pueden serperceptiblemente más altas que en sistemas de gas natural particularmente en laspresiones sobre cerca de 900 psia. Esto es debido a la solubilidad de TEG en CO2denso de la fase. Glycerol45 es mucho menos solubilidad y se ha utilizado con éxitocomo desecativo en algunos sistemas de la deshidratación del CO2.



como desecativo en algunos sistemas de la deshidratación del CO2.

El glicol llega a ser corrosivo con la exposición prolongada al oxígeno.

Una manta seca del gas en el tanque de la oleada del glicol ayudará a eliminar laabsorción del oxígeno. Las precauciones especiales deben ser tomadas si el oxígenoestá en el gas que se deshidratará. La descomposición termal de TEG puede convertirseen un problema si TEG se calienta a las temperaturas sobre 400°F.

Un pH bajo acelera la descomposición de glicoles. Las bases tales como trietanolamina,bórax, o el mercaptobenzotiazol del sodio se pueden agregar para mantener el pH,solamente ellas se deben agregar escasamente.

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Fig. 20-64




Fig. 20-65


Fig. 20-66

Sistema desecante sólido de la torre gemela del deshidratador del ejemplo



DESHIDRATACIÓN DESECANTE SÓLIDA

Hay varios desecativos sólidos que poseen la característica física para fijar el agua poradsorción del gas natural. Estos desecativos se utilizan generalmente en los sistemas dela deshidratación que consisten de dos o más torres y equipo asociado de laregeneración.

Vea fig. 20-66 para un sistema simple de la dos-torre. Una torre es agua enfuncionamiento de fijación por adsorción del gas mientras que la otra torre se está



funcionamiento de fijación por adsorción del gas mientras que la otra torre se estáregenerando y se está refrescando. El gas caliente se utiliza para eliminar el agua fijadapor adsorción del desecativo, después de lo cual la torre se refresca con una corrientesin calentar del gas. Las torres son cambiado antes de que en funcionamiento la torre seconvierta en agua saturada.

Las unidades desecantes sólidas cuestan generalmente más para comprar y parafuncionar que unidades del glicol. Por lo tanto, su uso se limita típicamente a los usostales como altos gases contentos de H2S, agua muy baja requisitos del punto decondensación, control simultáneo de los dewpoints del agua y del hidrocarburo, y casosespeciales tales como contener del oxígeno gases, etc. En los procesos dondetemperaturas criogénicas se encuentran, deshidratación desecante sólida se prefieregeneralmente sobre la inyección convencional del metanol prevenir el hidrato y formaciónde hielo. Los desecativos sólidos son también de uso frecuente para la sequedad y ladulcificación de los líquidos de NGL.

Los desecativos en uso comercial común caen en uno de tres categorías:

Fig. 20-64




Fig. 20-65




Geles - los geles de la alúmina o de silicona fabricaron y condicionaron una afinidad para el agua.

Alúmina - una forma de ocurrencia manufacturada o natural de óxido de que es activado por la calefacción.

Tamices moleculares - manufacturados o naturales los aluminosilicatos queexhibían un grado de selectividad basaron en la estructura adsorción de los componentes del gas natural.

El gel de silicona es un nombre genérico para un gel manufacturado de ácido sulfúrico ysilicato de sodio. Es esencialmente el dióxido de silicio puro, SiO2. Se utiliza para ladeshidratación del gas y del líquido y recuperación del hidrocarburo (iC5+) del gasnatural. Cuando está utilizado para el retiro del hidrocarburo, las unidades a menudo sellama HRUs (unidades de la recuperación del hidrocarburo) o SCUs (unidades cortas delciclo). Cuando utilizado para la deshidratación, el gel de silicona dará dewpoints delenchufe aproximadamente - 70° a - de 80°F.

El alúmina es una forma hidratada del óxido del alúmina (Al2O3). Es utilizado para ladeshidratación del gas y del líquido y dará dewpoints del enchufe en la gama de - 100°F.menos calor se requiere regenerar el alúmina que para el tamiz molecular, y laregeneración la temperatura es más baja. Los tamices moleculares dan dewpoints másbajos del agua del enchufe.

Los tamices moleculares son una clase de aluminosilicatos y poseen la capacidad delagua más alta, producirá los dewpoints del agua más baja, y se puede utilizar paraazucarar y para secarse simultáneamente gases y líquidos. Su capacidad del agua delequilibrio es mucha menos dependiente en temperatura de la adsorción e higrometría.

También son generalmente más costosas.

Los deshidratadores del tamiz molecular son de uso general delante de Las plantas de larecuperación de NGL diseñaron recuperar el etano. Estas plantas funcione típicamenteen las temperaturas muy frías y requiera muy seque el gas de la alimentación paraprevenir la formación de hidratos. Deshidratación a a - el punto de condensación 150°Fes posible con los tamices moleculares. Dewpoints del agua menos que - 150°F sepuede lograr con diseño especial y parámetros de funcionamiento terminantes.

La fig. 20-67 presenta las características importantes del anuncio publicitario desecativossólidos. La fig. 20-6846 demuestra capacidad estática del equilibrio contra higrometría.

El proceso continuo requiere dos (o más) recipientes con un agua de eliminación en líneamientras que está siendo la otra regenerado.

Fig. 20-67



Fig. 20-67

Características desecantes típicas

Desecante Forma Densidad

a granel

lb/ft3

Tamaño

de

partícula

Gel Alcoa de

alúmina

H-151

Esférico 52 1/4"

Alúmina

activado AlcoaGranular 52 1/4"-8

acople

Gel de silicona

Sorbead-REsférico 49 4-8

acople

Gel de silicona

Sorbead-HEsférico 45 3-8

acople

Tamiz Davison

del tipo -4AEsférico 42-45

acople

4-8

8-12

Tamiz Linde del

tipo -4ASacado

Cilindro

40-44

acople

1/8"

O

1/16"



Fig. 20-68

Capacidad estática del equilibrio Vs la higrometría para Desiccants43 sólidoseleccionado



Fig. 20-69

Velocidad permisible para el deshidratador del tamiz del topo



Una cama se diseña generalmente para estar en línea en la adsorción por 8 a 24 horas.Cuando la cama se toma fuera de línea, el agua es quitada calentando el tamiz a 450°F-600°F, dependiendo de haber utilizado desecante y la especificación de funcionamiento.El gas de la regeneración usado para calentar la cama es generalmente una estela degas del proceso seco. El gas de la regeneración se vuelve al proceso después de que sehaya refrescado y al agua libre quitada. Cualquier fuente de calor se puede utilizarincluyendo el calor residual de los motores y turbinas. Esto es una consideraciónimportante del diseño puesto que el calor es a menudo gastos de explotaciónimportantes.

El flujo del gas durante la adsorción es típicamente downflow. Esto permite velocidadesmás altas del gas (así torres de un diámetro más pequeño) desde entonces se evita lafluidificación de la cama. El flujo del gas de la regeneración es flujo ascendente duranteel ciclo de calefacción. De esa manera, cualquier agua residual dejada en el desecativoestará en la tapa de la cama y no afectará al punto de condensación efluente cuando sereasume la adsorción. Además, la calefacción del flujo ascendente ayuda a pelarcualquier contaminante de tapa de la cama que amplía vida desecante. El flujo del gasde la regeneración durante el ciclo de enfriamiento puede ser flujo ascendente si el gasestá totalmente libre del agua. Esto ahorra dos válvulas de conmutación por la torre quepuede reducir perceptiblemente costes de capital. Si el gas de enfriamiento contiene elagua, el flujo de enfriamiento debe ser de bajo flujo a evitar cargar del desecativo en laparte inferior de la cama con agua.

Diseño

La velocidad superficial permisible a través de la cama es el primer parámetro que debeser estimado. La gota de presión a través la cama es relacionada con la velocidadsuperficial por una ecuación modificada Ergun47:

Ec 20-9



Los constantes para Ec 20-9 son:

La fig. 20-69 fue derivada de Ec 20-9 si se asume que una composición del gas y fijandoDP/L igual a 0.333 PSI/pie. El diseño la gota de presión a través de la cama debe sercerca de 5 PSI. Una gota de presión del diseño más arriba de 8 PSI no se recomiendacomo el desecativo es frágil y se puede machacar por las fuerzas totales de la gota delpeso y de presión de la cama. Recuerde comprobar la presión la gota después de laaltura de cama se ha determinado. Una vez que se estima la velocidad superficialpermisible, calcule el diámetro de la cama:

Ec 20-10

El paso siguiente es elegir una duración de ciclo y calcular la masa del desecativorequerida. Ocho a doce ciclos de la hora son comunes.



Los ciclos de mayor de 12 horas pueden ser justificados especialmente si el gas de laalimentación no es agua saturada. Los ciclos largos significan menos regeneraciones yuna vida más larga del tamiz, pero camas más grandes e inversión de capitales adicional.

Durante el ciclo de la adsorción, la cama se puede pensar en como funcionamiento contres zonas. La zona superior se llama la zona de la saturación o del equilibrio. Eldesecativo en esta zona está en equilibrio con el gas mojado de la entrada. Latransferencia media o total la zona (MTZ) es donde el contenido en agua del gas sereduce de la saturación al < 1 PPM. La zona inferior es inusitada desecante y amenudo se llama la zona activa. Si la cama funciona también de largo en la adsorción, lazona de la transferencia total comienza a moverse hacia fuera la parte inferior de la camaque causa una “brecha.” En la brecha, el contenido en agua del gas del enchufecomienza a aumentar y alcanzará eventual el contenido en agua del gas de laalimentación cuando MTZ se desplaza totalmente.

Riegue la capacidad y la tarifa en las cuales los desecativos sólidos fijen la declinacióndel agua por adsorción como las edades materiales. El objeto del el diseño es instalarbastante el desecativo tales que después de tres a cinco años, la zona de latransferencia total estará en la parte inferior de la cama en el extremo del ciclo de laadsorción.

En la zona de la saturación, se espera que el tamiz molecular se sostengaaproximadamente 13 libras de agua por 100 libras del tamiz.

El nuevo tamiz tendrá una capacidad del equilibrio cerca de 20%; 13% representa lacapacidad aproximada de un tamiz de los años 3-5.

Esta capacidad necesita ser ajustada cuando el gas no es agua saturada o latemperatura está sobre 75°F. Vea fig. 20-70 y 20-71 para encontrar los factores decorrección para el tamiz molecular. Para determinar la masa del desecativo requerida enla zona de la saturación, calcule la cantidad de agua que se quitará durante el ciclo ydivisoria por la capacidad eficaz.

Ec 20-11

LS = (Ss) (4)

p (D2) (densidad a granel) Ec 20-12

La densidad a granel del tamiz molecular es 42 a 45 lb/ft3 para las partículas esféricas y40 a 44 lb/ft3 para los cilindros sacados.

Aunque el MTZ contendrá un poco de agua (aproximadamente 50% de la capacidad delequilibrio), la zona de la saturación se estima si se asume que la contendrá toda la aguaque se quitará.

La longitud de la zona de la transferencia total se puede estimar como sigue:



La longitud de la zona de la transferencia total se puede estimar como sigue:

Ec 20-13

Donde: Z = 1.70 para el tamiz 0.85 de 1/8” para el tamiz de 1/16”

Fig. 20-70

Corrección de la capacidad del tamiz del topo para el gas no saturado de la entrada

Fig. 20-71

Corrección de la capacidad del tamiz del topo para la temperatura


file:///D:/EBOOKS&LIBROS/EBOOK%20NUEVOS%202014/deshidratacion.htm 128/141Fig. 20-72



Fig. 20-72

Temperaturas de la entrada y del enchufe durante ciclo sólido típico de la regeneraciónde la cama desecante



Fig. 20-73

Velocidad mínima de la regeneración para el deshidratador del tamiz del topo



La altura de cama total es la adición de la zona de la saturación y de las alturas de lazona de la transferencia total. Aproximadamente seis pies de espacio libre sobre y debajode la cama son necesarios asegurar la distribución apropiada del gas.

Un segundo método utiliza Ec 20-11, pero substituye la capacidad de la saturación de13% por una “capacidad desecante eficaz” que incluya el efecto de MTZ, la temperatura,y las correcciones de la higrometría. Al usar este método, una capacidad eficaz de 8-10%se asume típicamente. Este método es adecuado para la mayoría de los cálculos delplaneamiento y de la viabilidad.

CÁLCULOS DE LA REGENERACIÓN

El primer paso es calcular el calor total requerido para absorber el agua y para calentarel desecativo y el recipiente. Se asume una pérdida de calor 10.

Fig. 20-71



Fig. 20-71

Ec 20-16

Para la determinación de la tarifa del gas de la regeneración, calcule la carga total de laregeneración de Ec 20-18.

Q tr = (2.5) (Qw + Q si + hl de Qst + de Q) Ec 20-18

El factor 2.5 corrige para el cambio en diferencia de la temperatura (hacia fuera -adentro) a través de la cama con tiempo durante el ciclo de la regeneración.

El tiempo de calentamiento es generalmente 50% a 60% del tiempo total de laregeneración que debe incluir un período de enfriamiento. Cuadro 20-72 demuestra unperfil de temperatura típico para un ciclo de la regeneración (calefacción y enfriamiento).Para los ciclos de la adsorción de 8 horas, la regeneración consiste en normalmente 4horas de calefacción, 3 horas del 1/2 de enfriamiento y media hora para el recursoseguro y el cambiar. Para más de largo completa un ciclo el tiempo de calentamientopuede ser alargado mientras una gota de presión mínima de 0.01 psi/ft se mantenga.

La fig. 20-73 se puede utilizar para estimar el mínimo requerido velocidad para hacerfrente a 0.01 PSI/pie.

COMENTARIOS GENERALES

El ciclo de la regeneración incluye con frecuencia despresurización/ el represurizacionpara emparejar la presión de gas de la regeneración y/o para maximizar el volumen delgas de la regeneración para encontrar criterio de la velocidad. Algunos usos, llamadososcilación de la presión la adsorción, regenera la cama solamente con la descompresión



oscilación de la presión la adsorción, regenera la cama solamente con la descompresióny barrer la cama con el gas apenas sobre la presión atmosférica.

Los analizadores de la humedad para los contenidos en agua muy bajos requierencuidado para prevenir daño a las puntas de prueba. Cuando están insertadas en lascamas, las puntas de prueba de muestra y las puntas de prueba de la temperatura sedeben instalar a alcance el centro de la fase de gas.

Las torres desecantes sólidas se aíslan externamente o posiblemente internamente. Elmaterial refractario interno requiere la instalación cuidadosa y el curado, generalmenteantes de que el desecativo esté instalado. Ahorra energía pero la ventaja más grande esél puede reducir dramáticamente los tiempos requeridos de la calefacción y deenfriamiento. Esto es a menudo una ventaja importante para los sistemas donde estánlimitados los tiempos de la regeneración.

La desventaja primaria es el potencial para el gas mojado puenteando el desecativo conlas grietas y los defectos en el aislamiento durante la adsorción completa en un ciclo.

Fig. 20-74

Deshidratador típico del CaCl2



La ayuda inferior de la cama incluye típicamente tres a cinco capas de bolas de cerámicainertes en los tamaños graduados (más pequeños en tapa). Encima de la cama, seproporciona una pantalla de la abrazadera de sujeción, cubierto otra vez con una capade bolas de cerámica. En algunos casos, una capa de desecativo menos costoso sepuede instalar en la tapa de la cama para coger los contaminantes tales como agua libre,glicol, hidrocarburos, aminas, etc. Esto puede ampliar la vida de la cama. La buenaseparación de la entrada de contaminantes arrastrados es absolutamente esencial parael desecativo largo vida.

Puesto que los desecativos sólidos pueden producir el polvo, los filtros de 1m m estáninstalados con frecuencia en el enchufe de la unidad de la deshidratación para protegerequipo rio abajo.

El funcionamiento de funcionamiento se debe supervisar periódicamente a ajuste lalongitud de ciclo de la adsorción de modo que deshidratación adecuada se obtiene. Laspruebas de funcionamiento se programan sobre una base rutinaria, extendiéndose de lapublicación mensual durante operaciones tempranas a seis meses o más de largo. Eltamaño de la unidad y la frecuencia de los ciclos de la regeneración también afectan a lasincronización de las pruebas de funcionamiento.



Cloruro de calcio

El cloruro de calcio (CaCl2) se puede utilizar como desecativo consumible paradeshidratar el gas natural. CaCl2 anhidro sólido cosechadoras con agua para formar losvarios hidratos del CaCl2 (CaCl2 · XH2O). A medida que la absorción de agua continúa,el CaCl2 se convierte a estados sucesivamente más altos de la hidración – eventualformación de una solución de la salmuera del CaCl2.

3/8 adentro. a 3/4 adentro. Las pelotillas del CaCl2 están instaladas en una cama fijacomo una torre desecante seca. El flujo del gas es flujo ascendente. Los diseños máseficientes utilizan 3-4 bandejas debajo de la cama sólida pre-entran en contacto con elgas con la solución de la salmuera. Esto quita una porción del agua del gas antes decontacto con el CaCl2 sólido y aumenta la unidad capacidad. Una tal unidad sedemuestra en fig. 20-74.

El CaCl2 sólido cerca de la parte inferior de la cama fija será típicamente CaCl2 · 4H2O oCaCl2 · 6H2O y el CaCl2 en la tapa de la cama fija sea CaCl2 anhidro o CaCl2 · H20. Deesta manera el gas entra en contacto con un CaCl2 sucesivamente más seco mientrasque fluye hacia arriba y en teoría deja la cama fija en equilibrio con el CaCl2 en la tapade la cama.

Los contenidos en agua del enchufe de 1 lb/MMscf se han alcanzado con losdeshidratadores del CaCl2. La capacidad típica del CaCl2 es 0.3 libras de CaCl2 por lalibra H20. Las velocidades superficiales de la cama son 20-30 ft/min y la longitud alcociente del diámetro para la cama debe ser por lo menos 3 a 4: 1. Los deshidratadoresdel CaCl2 pueden ofrecer una alternativa viable al glicol unidades en pozos de gas secosde tarifa reducida, alejados. El CaCl2 debe ser cambiado hacia fuera periódicamente. Encapacidad baja - las unidades de la alta tasa esto pueden ser tan a menudo como cada2-3 semanas. La disposición de la salmuera plantea aspectos medioambientales.Además, bajo ciertas condiciones

Las pelotillas del CaCl2 pueden enlazar juntas para formar un puente sólido en porciónde la cama fija de la torre. Esto da lugar a la canalización del gas y funcionamiento pobrede la unidad.

DESHIDRATACIÓN DE REFRIGERACION

La deshidratación del gas natural se puede también alcanzar por la refrigeración y/ocriogénico procesando abajo - 150°F en presencia de protección del hidrato y del heladadel metanol. Las corrientes condensadas del agua y del metanol decantado en elproceso frío puede ser regenerado por la destilación convencional o por a el procesopatentado llamó IFPEX-1®.

En el proceso de este último ilustrado en forma esquemática en la fig. 20-7548 unacorriente de resbalón de las tiras saturadas agua del gas de la alimentaciónesencialmente todo el metanol en el agua decantada fría del metanol fluya originar en elproceso frío en las condiciones del gas de la alimentación para recircular el metanol alproceso frío. El agua la corriente que sale del separador contiene generalmente menosde 100PPM de metanol. No se requiere ningún calor para el proceso y ninguna expresiónatmosférica ocurre.

DESHIDRATACIÓN POR MEMBRANA (PERMEADO)

Las membranas se pueden utilizar para separar componentes de la corriente del gas engas natural tal como agua, CO2 e hidrocarburos según sus permeabilidades. Cada



gas natural tal como agua, CO2 e hidrocarburos según sus permeabilidades. Cadacomponente del gas que entra en el separador tiene una tarifa característica de laimpregnación que sea una función de su capacidad de disolver adentro y de difundir através de la membrana.

La fuerza impulsora para la separación de un componente del gas en a la mezcla es ladiferencia entre su presión parcial a través la membrana. Como presurizado el gas de laalimentación fluye en el metal cáscara del separador, el componente rápido del gas, talcomo agua y CO2, empapado a través de la membrana. Este permeato es recogido enun de presión reducida, mientras que no-impregne fluya, es decir, el gas natural seco,hojas el separador en a una presión levemente más baja que la alimentación.

La cantidad de metano y de otros componentes del gas natural en permeato la corrientees dependiente en gota de presión y superficie de las membranas. Sin embargo, 5-10%de la alimentación la corriente es una figura realista. La deshidratación por laimpregnación de la membrana por lo tanto se considera normalmente solamente para lasplantas eso puede hacer uso del combustible de gas natural de la presión baja.

Fig. 20-75

Ejemplo IFPEX-1 Organigrama de proceso de la deshidratación



DESHIDRATACIÓN LÍQUIDA

Muchas corrientes líquidas se deben deshidratar para permitir más lejos requisitos delproceso o de la reunión de una cadena de dirección al consumidor directo. El propanocomercial debe ser seco antes incorporando el mercado del combustible para evitarcongelación de problemas como el líquido se vaporiza en las temperaturas debajo delhidrato señale, o aún debajo del punto de congelación de cualquier agua libre que puedeestar presente.

La cantidad de agua que puede estar en la solución con el líquido ligero del hidrocarburoes muy pequeña, incluso en el punto de saturación.

La sequedad eficaz a los niveles muy bajos de la humedad se requiere generalmente.

La solubilidad del agua en hidrocarburos líquidos se presenta en fig. 20-2. El nivelmáximo deseado de la humedad para el propano comercial es el ppmw aproximadamente10. Sin embargo, los líquidos expuestos a las temperaturas criogénicas requierenvirtualmente todos se quite la humedad.

El contenido en agua en líquidos ligeros del hidrocarburo puede ser determinado usandométodos recomendados en la publicación de GPA 2140 (métodos del bromuro delcobalto o de la válvula del helada), o electrónico los instrumentos diseñaron indicar elcontenido de agua directamente.

DESMONTAJE DEL GAS

Un método simple de deshidratar los hidrocarburos líquidos es desmontaje actualcontrario con un gas seco. Este método se utiliza actualmente para secar el condensadoproducido costa afuera antes de la exportación de la plataforma de la producción. Elcontactor trayed generalmente.

Las tarifas de desmontaje del gas dependen de la tarifa condensada, la cantidad de aguaarrastrada en el condensado, temperatura del separador y presión.



arrastrada en el condensado, temperatura del separador y presión.

Las ventajas de este proceso son simplicidad y bajo capital coste. Las desventajasincluyen el requisito para una corriente seca del gas natural, y el desmontaje coincidentede algunos de los hidrocarburos volátiles del condensado. El gas de desmontaje puederecíclese a la unidad de la deshidratación del gas o puede ser utilizada como gas decombustible.

DESHIDRATACIÓN DESECANTE SÓLIDA

Varios procesos desecantes sólidos están disponibles secar los hidrocarburos líquidos.

La velocidad líquida es generalmente 3-5 ft/minute a través de camas desecantes sólidascon un recorrido mínimo por lo menos de 5 pies a asegurar buena distribución. Ladirección del flujo puede ser flujo ascendente o downflow en el ciclo de la adsorción.

El cuidado especial se debe admitir diseñando las ayudas de la cama adentro losrecipientes líquidos del deshidratador para prevenir pérdida desecante, daño desecante,y para asegurar la distribución apropiada. Capas de de cerámica las bolas estáninstaladas en tamaño de disminución de la ayuda pantalla. Los tamaños de la bola de laayuda pueden variar con el tipo y el tamaño del desecativo sólido usados pero las capasde bolas de la ayuda se deben nunca graduar de tamaño más de dos veces el diámetrode las bolas que son apoyadas.

La regeneración de camas desecantes sólidas es muy similar a deshidratadores del gascon las excepciones siguientes:

· El tiempo de drenaje y de relleno del líquido debe ser dado un plazo.

· El ejercer presión sobre y el despresurizado se deben hacer cuidadosamente a evite elmovimiento de la cama.

· El enfriamiento adecuado de la cama se requiere antes de reingreso líquido parareducir al mínimo destellar.

Es importante prevenir el movimiento de las partículas de la cama para prevenga elagotamiento que requeriría el reemplazo prematuro.

También, las partículas de polvo desecantes pueden causar rio abajo tapar, daño deequipo, y mantenimiento excesivo del filtro. Líquido y las velocidades del vapor deben sercontroladas cuidadosamente y el destellar de los líquidos o de las tarifas aceleradas dela purga que “levantarían” o “flote” todos o las porciones de la cama debe ser evitado.

La vida de la cama desecante puede ser ampliada haciendo varios o todos de lasactividades siguientes:

· Evite que las partículas desecantes se muevan.

· Guarde los contaminantes fuera de la porción de deshidratación de acueste contra lacorriente condicionando o proporcionando un sacrificatorio capa de desecativo menoscostoso a actuar como colector de cualesquiera compuestos tales como amina, glicol oaceite.

· Evite el recalentamiento de la cama para reducir la formación de carbón durante el ciclode la regeneración.

· Analice la calefacción/la temperatura de enfriamiento de la regeneración los ciclos parareducir al mínimo el tiempo la cama están en las temperaturas elevadas.

Esto también reducirá al mínimo necesidades energéticas.



Esto también reducirá al mínimo necesidades energéticas.

Una calefacción típica/un ciclo de enfriamiento de la temperatura de la regeneración eldiagrama se demuestra en fig. 20-72, con una descripción de la etapa actividades. Haytípicamente cuatro (4) etapas distintas en un ciclo normal:

Etapa de la cama-calefacción de la etapa 1-First

Etapa de la etapa 2-Desorption

Etapa de la cama-calefacción de los 3-Second de la etapa

Etapa de la etapa 4-Bed-cooling

Por un periodo de tiempo después de la fuente de calor se introduce en una camadesecante que es deshidratada, la cama se debe calentar a una temperatura donde elagua comenzará a ser deabsorbida (la etapa 1). Como se deabsorbe el agua (la etapa2), la temperatura de la cama se levantarán generalmente solamente algunos gradosporque la regeneración el calor del gas se utiliza para proporcionar el calor de lavaporización del agua que es quitada. La terminación de la desorción del agua la etapaes caracterizada por un aumento rápido en temperatura de la cama medido como latemperatura del enchufe. A este punto la calefacción puede ser continuado mientras quela calefacción de la cama continuará de calor residual en el ciclo de calefacción (etapa3). Como el sin calentar la corriente del gas de la regeneración continúa pasando através de la cama, la cama será refrescada (la etapa 4).

En las presiones ambiente cercanas, regeneración del gel de silicona y el alúmina puedeser realizado en el tamiz molecular 300°F. requiere 500-550°F mantener el potencial bajodel punto de condensación, y las temperaturas más altas pueden aumentar vidadesecante proporcionando un retiro más completo de hidrocarburos fijados poradsorción.

Los datos de la capacidad y de funcionamiento para los nuevos desecativos sólidos sonpresentado generalmente basado en una prueba estática. Bajo condiciones defuncionamiento (dinámicas) los datos de funcionamiento pueden estar perceptiblementediferente. La capacidad eficaz en las condiciones de funcionamiento es típicamente cercade una mitad de la capacidad en el equilibrio (estático) condiciones para la mayoría delos desecativos sólidos. Esta característica de funcionamiento debe ser considerada aldiseñar un sistema de la deshidratación y puede ser influenciado por diseño cuidadoso ybuen control de los parámetros de funcionamiento tales como temperaturas,contaminante niveles, ciclos de la regeneración, y selección desecante. Los fabricantesdesecantes sólidos se deben consultar para el más actual criterios de la información y dediseño de producto.

TAMIZ MOLECULAR

El tamiz molecular no se utiliza normalmente para la deshidratación líquida porque elnivel requerido de retiro del agua es generalmente moderado y el coste del tamizmolecular es considerablemente más que otros tipos de desecativos convenientes, talescomo alúmina activado.

Sin embargo, en los casos extremos donde el contenido de agua del el líquido se debeguardar en una concentración inusualmente baja, molecular el tamiz debe serconsiderado.

El tamiz molecular se puede utilizar para quitar al otro undesirable compone, por ejemploH2S, LECHUGA ROMANA, mercaptanos, etc., del líquido corrientes. La deshidrataciónpuede ser una ventaja secundaria de usar esto tipo de tratar método.



Refiera a la discusión del tamiz molecular para la deshidratación del gas a otra parte enesta sección para más información.

ALÚMINA ACTIVADO

Hay varios tipos de alúmina disponibles para el uso como a desecativo sólido. El alúminaes ampliamente utilizado para las corrientes líquidas de sequía del producto después delgas que procesa, tratando, o fraccionamiento.

La mayoría de los desecativos del alúmina producirán un punto de condensación abajo

- 100°F si está aplicado correctamente. El alúmina tiende a fijar los hidrocarburos poradsorción pesados que son difíciles de quitar durante la regeneración.

El alúmina es alcalino y está conforme a la reacción con el mineral ácidos que seencuentran en algunos líquidos que tratan bien.

El diseño de un sistema líquido desecante sólido de la deshidratación es similar a unsistema de la deshidratación del gas. Un desecativo eficaz la capacidad de 4-5 se utilizatípicamente en diseño líquido del deshidratador.

CLORURO DE CALCIO

El cloruro de calcio se utiliza como desecativo consumible. Sólido el cloruro de calciocombina con agua para formar una solución de la salmuera.

A partir una a dos libras de agua se pueden absorber por una libra del cloruro de calcio.Los deshidratadores líquidos grandes del CaCl2 están generalmente funcionado en unaserie que se puede invertir con una humedad supervise localizado entre las camas. Deesa manera cuando el plomo se agota se produce la cama sacrificatoria, ninguÌnproducto mojado la cama agotada del CaCl2 entonces se recarga y los recipientes seinvierten en servicio.

El tamaño de la cama se puede estimar usando una velocidad superficial de 3-5 ft/min yun L/D de 2.5 a 4: 1.

La deshidratación del cloruro de calcio ha llegado a ser menos popular porque delproblema ambiental de disponer del producido salmuera.

DESTILACIÓN

GNL mojado se puede deshidratar por la destilación en diseñado especialmentecolumnas del fraccionamiento. Será suficiente generalmente retirarse un destilado líquidosecundario tres a fraccionamiento cuatro bandejas debajo de la tapa de la columna dedestilación para asegurar un seco producto. El agua en la alimentación de NGL se pasapor encima y se decanta en el tambor de reflujo de arriba mientras que se vuelve elreflujo a la tapa de la columna. Algunos costes adicionales serán requeridos para el retirolíquido secundario y el enfriamiento, pero éste todavía pueden sea la manera másrentable para alcanzar la deshidratación de los productos del LPG del propano y/o delbutano a la sequedad adecuada especificaciones. El producto de las partes inferiores de



butano a la sequedad adecuada especificaciones. El producto de las partes inferiores dela destilación debe sea completamente seco.

deshidratacion

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