En el Previo del Mes (PDM) de Junio, hemos evaluado la certeza de un modelo recientemente publicado por Mamrosh, et. al  [1] contra data experimental para la solubilidad del CO2 y H2S en soluciones de trietilén glicol (TEG). Basados en este modelo, hemos reproducido varios diagramas que se pueden aplicar con rapidez para determinar la absorción de estos gases agrios en soluciones del TEG. En este PDM hemos aplicado el mismo modelo de solubilidad así como información en diagramas aplicando un formato distinto, el cual cubre un rango amplio de condiciones de operación. La ventaja en presentar diagramas en este nuevo formato es que el requerimiento de los mismos se reduce. Se presentan estos diagramas como función de presión parcial constante del gas agrio y concentraciones del TEG fijadas en 95 y 100 porcentaje de peso. Se presenta un ejemplo computacional, y el resultado de éste es comparado con ProMax.

Niveles pronosticados para los gases agrios pueden llegar hasta niveles de 10 PCS/galón (75 MCS/m3) de la solución de TEG, y depende en la temperatura, presión, concentración del gas agrio en las fase de vapor y la concentración del TEG. Como se muestra en el PDM de Junio, la absorción de los gases agrios aumenta con la pureza del TEG. Una solución de éstos en el TEG reduce el pH, y fomenta la corrosión. Adicionalmente una de las principales problemáticas es el manejo del H2S emanante del separador depurador del TEG, y el regenerador. Se presentan problemas si éste es venteado (olor ofensivo & tóxico), y puede ser fuente significativo de emisiones (SO2) si es quemado.

Mamrosh-Fisher-Matthews Modelo de Solubilidad:

Recientemente, Mamrosh et al. [1] presentaron la siguiente correlación basada en data experimental para predecir la solubilidad del CO2, y H2S en soluciones de TEG.

xH2O es la fracción molar del agua en la fase líquida

Wt%TEG     es el % de peso el TEG en el liquido.

Los valores de los parámetros A, B, C, D y E coincidentes con las unidades (SI) y de campo (fps) se presentan en la Tabla 1. Para los detalles de los cómputos más un ejemplo de los mismos refiérase a la referencia [1].

Tabla 1. Parámetros para el modelo Mamrosh, et. al. [2]


Caso en Estudio: En la Figuras 1 al 4 hemos reproducido las solubilidades del CO2 y el H2S (en base de volumen de PCS/galón de la solución TEG o MCS/m3 de solución TEG) para concentraciones del TEG de 100, y 95% para presiones de 1000 y 500 lpca (6897 and 3448 kPa) representando presiones del contactor, y 75 lpca (517 kPa) representando el separador depurador en una unidad típica de deshidratación por TEG.  En cada uno de éstos diagramas la solubilidad es presentada como función de temperatura, presión parcial del gas agrio (%molar) en la fase del gas basados en el modelo de Mamrosh , et. al [1]. Estas figuras están reproducidas en unidades de campo (ingeniería) fps, e internacionales SI. Se pueden aplicar de manera rápida para estimar la absorción del gas agrio en una solución del TEG. Adicionalmente, un ejemplo computacional del uso de éstas se presenta en la sección siguiente.

El gasto volumétrico dirigido a una planta de deshidratación TEG conteniendo 1 % molar del H2S es  200 MMPCSFD (5.6634×106 MCSD). Que cantidad el PCSD (MCSD) es despojado del separador, y columna de regeneración? La concentración del TEG es de 95% de peso y la circulación del TEG es de 27 galón/min (6.13 m3/h). Es asumido que el contactor opera a 100 ˚F (37.8 ˚C) y 1000 lpca (6895 kPa). El tambor de reflujo opera a 75 lpca (517 kPa) y 113 ˚F (45 ˚C), y se presentan en el orden de 6.7 % molar del H2S en el gas despojado.

 

Solución fps

Presión parcial de H2S en el gas de entrada  = (0.01)(1000 lpca) = 10 lpca

De la Figura 4 a T=100 ˚F, P = 1000 lpca, Presión Parcial del H2S = 10 lpca,

0.36 PCS H2S/galón del TEG es absorbido.

Presión parcial del H2S en el gas despojado = (0.067)(75 lpca) = 5 lpca

De la Figura 4 (FPS) a T=113 ˚F, P=75 lpca, Presión parcial del H2S = 5 lpca,

0.25 PCS H2S/galón de TEG es absorbido.

H2S despojado con el  gas = (27 galón/min)(0.36-0.25)(PCS H2S/galón TEG) = 2.97 PCS H2S/min = 4.28 MPCSD

H2S despojado en el regenerador = (27 galón/min)(0.25)(PCS H2S/galón TEG) = 6.75 PCS H2S/min = 9.72 MPCSD

Total H2S despojado = 4.28 + 9.72 =13.997 MPCSD ≈ 14 MPCSD

H2S en gas de alimentación = (0.01)(200 000 MPCSD)=2000 MPCSD

Fracción del H2S absorbido = 100(14)/2000= 0.7 %

 

Solución SI:

Presión parcial del H2S en gas de entrada = (0.01)(6895 kPa) = 69 kPa

De la Figura 4 (SI) a T=37.8 ˚C, P=6895 kPa, Presión Parcial H2S= 69 kPa,

2.7 MCS H2S/m3 del TEG absorbido.

Presión parcial del H2S en el gas despojado = (0.067)(517 kPa) = 35 kPa

De la Figura 4 a T=45 ˚C, P=517 kPa, Presión Parcial H2S = 35 kPa,

1.9 MCS H2S/m3 de TEG es absorbido.

H2S despojado con el gas = (6.13 m3/h)(2.7-1.9)( SCM H2S/m3 TEG) = 4.904 MCS H2S/h = 117.7 MCS/d

H2S despojado en el regenerador = (6.13 m3/h)(1.9)( SCM H2S/m3 TEG) = 11.647 MCS H2S/h = 279.5 MCS/d

Total H2S  despojado = 117.7 + 279.5 =397.2 MCSD ≈ 400 MCSD

H2S en el gas de alimentación = (0.01)( 5.6634×106 MCSD)=56 634 MCSD

Fracción de H2S absorbido = 100(400)/56 634= 0.7 %

Hemos logrado una simulación rigorosas de un caso similar al citado por el ProMax [2] , y la fracción molar del H2S absorbido logró ser 0.78%

Conclusiones:

En continuación al PDM de Junio 2012, y para reducir los números de diagramas, hemos producido varios de éstos en formato diferente, el cual puede ser aplicado de manera rápida para determinar la cantidad de gas que es despojado de un separador depurador y de una columna regeneradora de una Unidad de TEG. Estos    Diagramas       (Figuras 1-4) se basan en un modelo desarrollado por Mamrosh et. al. [1] y se presentan en unidades de campo (fps) y SI abarcando un amplio rango de condiciones operativas. Para un caso en estudio, hemos presentado un ejemplo computacional para la descarga del H2S de un separador depurador, y de una columna regeneradora. Los resultados de este caso en estudio presenta buena comparación con una simulación rigorosa aplicando el compendio de análisis (software) ProMax [2].

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizer los problemas operacionales, sugermios su asistencia a nuestras sesiónes G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), P81 (CO2 Surface Facilities), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities).

 

La Consultoría John M. Campbell (JMCC) está en capacidad de  proveer sus pericias termodinámicas para los proyectos de procesamiento así asegurando que el modelo de procesos desarrollado sea el más preciso posible. Para mayor información sobre los servicios ofertados por la JMCC, les invitamos visitar nuestra dirección en la red:  www.jmcampbellconsulting.com.

By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido el Español Por:  Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. Mamrosh, D., Fisher, K. and J. Matthews, “Preparing solubility data for use by the gas processing industry:  Updating Key Resources,” Presented at 91st Gas Processors Association National Convention, New Orleans, Louisiana, USA, April 15-18, 2012.
  2. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2011.

Figura 1 (fps). Solubilidad estimada del CO2 en solución de 100 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar CO2 (presión parcial) en fase de vapor, y presión

Figura 1 (SI). Solubilidad estimada del CO2 en solución de 100 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar CO2 (presión parcial) en fase de vapor, y presión

 

Figura 2 (fps). Solubilidad estimada del H2S en solución de 100 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar H2S (presión parcial) en fase de vapor, y presión

Figura 2 (SI). Solubilidad estimada del H2S en solución de 100 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar H2S (presión parcial) en fase de vapor, y presión

Figura 3 (fps). Solubilidad estimada del CO2 en solución de 95 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar CO2 (presión parcial) en fase de vapor, y presión

 

Figura 3 (SI). Solubilidad estimada del CO2 en solución de 95 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar CO2 (presión parcial) en fase de vapor, y presión

Figura 4 (fps). Solubilidad estimada del H2S en solución de 95 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar H2S (presión parcial) en fase de vapor, y presión

Figura 4 (SI). Solubilidad estimada del H2S en solución de 95 % de peso de TEG como función de temperatura, %molar H2S (presión parcial) en fase de vapor, y presión