Yacimientos

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria

Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt”

Programa Ingeniería y Tecnología

Proyecto Ingeniería de Gas

Cátedra: Tratamiento del Gas Natural

INFORME DE GLICOLES Y AMINAS

Realizado por:

Caruci, Daniela

C.I.- 23.883.094

Noel, Jordan

C.I.- 20.456.445

Ciudad Ojeda, octubre de 2013  

1.- Glicoles utilizados en la deshidratación del gas natural

Los glicoles son alcoholes múltiples, es decir, son compuestos químicos que poseen dos grupos terminales –OH, los cuales presentan muchas características afines con el agua.

La más importante es formar puentes de hidrógeno que es un tipo de enlace molecular que favorece la solubilidad del agua con otro compuesto. Existen muchas clases de glicoles, pero los más utilizados en la deshidratación del gas natural son: etilenglicol (EG), dietilénglicol (DEG) y trietilénglicol (TEG), sin embargo, casi un 100 % de los deshidratadores con glicol usan TEG.

Los glicoles son líquidos capaces de absorber agua, debido a que son sustancias altamente higroscópicas, los cuales presentan las siguientes características:

- No solidifican en soluciones concentradas.

- No corrosivos.

- No forman precipitados con hidrocarburos.

- Fácilmente regenerables a alta concentración.

- Insolubles en hidrocarburos.

- Estables en presencia de CO2, H2S.

Los factores que influyen para la selección del glicol son :

- Costos.

-Viscosidad por debajo de 100- 150 Cp.

- Reducción del punto de rocío.

Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos.

- Punto de congelamiento de la solución agua- glicol.

- Presión de vapor.

- Temperatura de las fases líquida y gaseosa en el separador de baja temperatura.

- Relación gas /hidrocarburos líquidos.

CONTAMINANTES EN CIRCUITOS DE GLICOLES

El ingreso de contaminantes externos al circuito (con el gas a tratar) y la recirculación de los glicoles generan en los mismos una serie de alteraciones que se manifiestan en fallas o inconvenientes temporales de los parámetros de procesos establecidos.

A continuación se menciona como la desviación de ciertas características de glicol en uso puede generar diversos problemas operativos. Se observa también, que la relación causa-efecto no es directa por lo cual todos los contaminantes de glicol deben ser evaluados para llegar a un diagnostico efectivo. Adicionalmente se mencionan los niveles recomendados de calidad para un desempeño óptimo de un proceso.

Pureza (contenido de glicol)

La concentración de glicol pobre determina la máxima depresión de punto de rocío que puede ser obtenida por el sistema. Esta deberá encontrarse entre 98 y 99 % en peso o Más. La concentración del glicol rico, una función del agua capturada, deberá ser 2 a 5 % menor que la del glicol pobre. La concentración del glicol pobre normalmente es función directa de la temperatura del reboiler.

Degradación del Glicol

Es indicada por cambios en la composición y reducciones en el pH de la solución. Es causada por la excesiva temperatura o entrada de oxígeno y los productos de degradación Son los ácidos orgánicos (fórmico – acético) correspondientes. Los hidrocarburos reaccionan con los productos de degradación formando productos poliméricos (ver aminas). Estos productos pueden estabilizar espumas.

Los ácidos también contribuyen a la corrosión del sistema, el pH bajo puede ajustarse con bórax, MEA, o carbonato de sodio. Las diferencias en el contenido de hidrocarburos de glicol rico y pobre indican la cantidad de hidrocarburo purgado por el regenerador. Los Hidrocarburos que flashean en el reboiler pueden arrastrar grandes cantidades de vapor de glicol (altas perdidas) y pueden dañar las instalaciones. Se recomienda no superar el 0.5 % de hidrocarburos en el glicol para evitar espumas o Interferencias en la regeneración.

Las pérdidas de glicol pueden ser el mayor problema operativo en plantas de deshidratación. La contaminación del glicol por hidrocarburos, sólidos finamente divididos y agua salada puede promover espumas y consumo de glicol. Se considera aceptable una Pérdida de 1 lb/MMscf de gas secado.

Contenido de Sales

Marca la cantidad de cloruros inorgánicos en el glicol, usualmente cloruro de sodio y con menor frecuencia cloruro de calcio. La deposición de sales en los tubos de fuego reduce la transferencia de calor y promueve “puntos calientes” donde se localizan fallas. La presencia de ácidos orgánicos puede generar también corrosión.

Cuando el contenido de sal alcanza 0.5 a 1 % en peso el glicol debe ser removido para evitar el problema operativo.

Contenidos de Sólidos

A bajo pH la presencia de barros generados por sólidos carbonosos y sales conduce a la formación de sólidos que son abrasivos y promueven la formación de sólidos que son abrasivos y promueven espuma. Los filtros son eficientes para remover esos sólidos. A pH por debajo de 5.5 sucede la autoxidación del glicol que genera peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos tales como fórmico y acético.

Si el gas contiene gases ácidos, el pH también se reduce, porque a diferencia de las aminas, los glicoles no tienen reserva alcalina. El pH debe encontrarse entre 6.5 y 7.5.

Contenido de Hierro

Es un indicador de corrosión, el hierro particulado puede ser removido. Un sistema debería tener menos de 5 ppm. Un contenido mayor de 30 ppm podría indicar una condición seria de corrosión. Los productos de corrosión pueden estabilizar espumas.

Formación de Espumas

La tendencia y estabilidad debe medirse en glicoles. El ensayo puede emplearse también para medir la eficiencia de los filtros de carbón que usualmente se intercalan en las plantas. La llegada a planta de inhibidores de corrosión, fluidos de fractura de pozos (metanol) u otros productos químicos puede generar espumas estables.

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE UNA PLANTA DESHIDRATADORA

Los métodos de absorción están representados principalmente por el proceso de deshidratación a base de glicoles, donde el agente deshidratante puede ser uno de los siguientes glicoles.

Etilenglicol: CH2OH-CH2OH

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