Solubilidad de los Gases Ácidos en Soluciones de TEG: Parte 3 (CO2 en TEG)

Solubility of Acid Gases in TEG Solution:  Part 3 (CO₂ in TEG)

The solubility of acid gases in TEG solution has been the subject of two previous Tips of the Month, (June 2012 and July 2012).  In these instances, the focus was on gas streams with maximum acid gas partial pressure of 100 psia (690 kPa) and TEG concentrations of 95 and 100 wt%.   This is typical for dehydration of sour gas streams.

This month, the focus shifts to the case where the gas is pure CO₂, with partial pressures (and system pressures) ranging up to 800 psia (5 500 kPa), and pure TEG.  These conditions approximate the dehydration of high-CO₂ content gases in a CO₂ enhanced oil recovery project, or perhaps, CO₂ from an industrial source that is to be compressed, transported and sequestered.

Two algorithms have been developed to predict the CO₂ solubility in pure TEG.  One algorithm uses the same format as the Mamrosh-Fisher-Matthews [1] Solubility Model presented in the June 2012 and July 2012 Tips of the Month.  In order to improve the correlation for pure CO₂ and TEG, the equation parameters (A through D) were regressed using data extracted from Figure 20-76 of the GPSA Engineering Data Book [2].  The equation and new parameters are presented below.

In the second algorithm, we propose a 6-parameter empirical equation, which is also regressed from the GPSA Figure 20-76 [2].

 

Solubilidad de los Gases Ácidos en Soluciones de TEG: Parte 3  (CO₂ en TEG)

             La solubilidad de los gases ácidos en una solución del TEG ah sido el tema de dos Previos dl Mes, (Junio 2012, y Julio, 2012). En estas instancias, el enfoque fue dirigido a corrientes de gas con presiones parciales de 100 lpca (690 kPa), y concentraciones del TEG de 95, y 100 %. Esto es típico para la deshidratación de las corrientes de gas.

             Es mes, en enfoque se desplaza al caso en donde el gas es puro CO₂ , con presiones parciales (y presiones de sistema) con rango hasta 800 lpca (5.500 kPa), y TEG puro. Estas condiciones aproximan la deshidratación del gas de alto contenido de CO₂, existente en un proyecto de recuperación mejorada de crudo, o también, el CO₂ de una fuente industrial que debe ser comprimido, transportado, y secuestrado.

             Dos algoritmos han sido desarrollados para predecir la solubilidad del CO₂ en el TEG puro.  Uno de éstos aplica el mismo formato asumido por el Modelo de Solubilidad de Mamrosh-Fisher-Matthews [1] presentado en los Previos del Mes de Junio y Julio del 2012. Con la finalidad de mejorar la correlación para el caso del TEG y CO₂ puro, los parámetros (A hasta D) fueron analizados en regresión extrayendo data de la Figura 20-76 del Manual de Data de Ingeniería GPSA , volumen [2]. La ecuación más los parámetros nuevos se presentan a continuación.

Previo del Mes Noviembre 2012 Facilidades de Producción y Procesamiento

 En el segundo algoritmo, proponemos una ecuación empírica de 6 parámetros, la cual igual se analiza en regresión matemática de la Figura 20-76 [2] del GPSA.          

Mamrosh-Fisher-Matthews Solubility Model MODIFIED:

The original Mamrosh et al. [1] model, was first applied to data extracted from GPSA Figure 20-76 [2].  Average Absolute Percentage Deviation (AAPD) was greater than 6.5% and the Maximum Absolute Percentage Difference for the data set exceeded 34%.  To improve accuracy, a multi-parameter regression was performed using data from Figure 20-76.  The new values for Parameters A, B, and D (C was set to zero and the original value of E was used) are presented in Table 1 below.

Where:

• P is the absolute pressure, psia (kPa(a))
• T is the absolute temperature, °R (K)
• x_i is the mole fraction of the acid gas in the liquid phase
• y_i is the mole fraction of acid gas in the vapor phase

Note that the mole fraction of water in the liquid ( is zero (pure TEG), so parameter “C” has been set to zero.

Modelo de Solubilidad de Mamrosh-Fisher-Matthews MODIFICADO:

           El modelo original Mamrosh et.al. [1] fue aplicado, primero, a la data extraída de la Figura 20-76 [2] del GPSA. El Porcentaje Absoluto Ponderado de Desviación (PAPD/AAPD) fue mayor al 6.5% y el Máximo Porcentaje de Diferencial Absoluto excedió 34%. Para mejor esta certeza, una regresión de multi-parámetros fue realizada aplicando la data de la Figura 20-76. Los nuevos valores de los parámetros A, B, C, y D (C fue igualado a cero, y el valor original de E fue aplicado)  se presentan en la Tabla 1 presentada a continuación.

Donde:

• P es la presión absoluta, lpca (kPa(a))
• T es la temperatura absoluta, °R (K)
• x_i es la fracción molar del gas ácido en la fase líquida
• y_i   es la fracción molar del  gas en la fase gaseosa

Accuracy of MODIFIED Mamrosh-Fisher-Matthews Solubility Model:

The accuracy of the MODIFIED Mamrosh et al. [1] model was evaluated against the data extracted from Figure 20-76 of Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Book, 12^th Edition [2].  The summary of our evaluation results is shown in Table 2

Certeza del Modelo MODIFICADO Mamrosh-Fisher-Matthews:

            La certeza del modelo MODIFICADO Mamrosh , et. al. fue evaluado contra la data extraída de la Figura 20-76 del Manual de Datos de Ingeniería de la Asociación de Suplidores de Procesadores de Gas, Edición 12^ava [2]. El resumen de nuestra evaluación se muestra en la Tabla 2. 

Where:

N = Number of data points

x_i  = mole fraction of acid gas in the liquid phase

Donde:

      PAPD = Porcentaje Absoluto Ponderado de Desviación =  “insert equation”

      MPDA = Máximo Porcentaje de Diferencial Absoluto = Máximo de “insert equation”

    

           N = Numero de puntos de data

           x_i = fracción molar del gas acido en la fase líquida

Figure 1 presents the data extracted from GPSA Figure 20-76  [2]  for the solubility of pure CO₂ in 100% TEG, and the predicted values from the MODIFIED Mamrosh et al. equation.  GPSA data points are denoted as symbols: Equation results are shown as solid lines.

La Figura 1 presenta la data extraída del GPSA Figura 20-76 [2] para una solubilidad del CO₂ puro en 100% TEG, mas los datos predichos de la ecuación MODIFICADA Mamrosh, et. al. Los puntos de la data se denotan como símbolos: Resultados de la ecuación como líneas sólidas.  

Overall the accuracy is very good.  At 15 psia, the error looks significant, and the absolute percentage deviation is as high as 10%. However; the actual solubility is small, so the magnitude of the error in physical terms is insignificant.

En forma general la certeza es muy buena. A 15 lpca, el error se ve significativo, y el porcentaje absoluto de desviación es tan elevado como el 10 %. Sin embargo; la solubilidad actual es mínima, de manera que la magnitud del error en términos físicos es insignificante.

Proposed CO₂ Solubility Model:

A 6-parameter empirical model was developed by regression of the data extracted from GPSA Figure 20-76  [2].  The general form of the equation is presented as Equation (2) and the values for the six parameters are provided in Table 3.  The model is suitable only for pure CO₂ and 100% TEG.

Modelo de Solubilidad para el CO₂ Propuesto:

            Un modelo empírico de 6 – parámetros fue desarrollado por regresión matemática extraída del GPSA, Figura 20-76 [2]. La forma general de la ecuación se presenta como la Ecuación (2), y los valores de los seis parámetros se adelantan en la Tabla 3. Este modelo es solos aplicable para el CO₂ puro y un 100% TEG.

Accuracy of the Proposed Solubility Model:

The accuracy of the proposed model was evaluated against the data extracted from Figure 20-76 of Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Book, 12^th Edition [2]. The summary of our evaluation results is shown in Table 3.

Certeza del Modelo propuesto de Solubilidad:

            La certeza del modelo propuesto fue evaluada contra la data que se extrajo de la Figura 20-76 del Manual de Datos de Ingeniería de la Asociación de Suplidores de Procesadores de Gas, Edición 12^ava [2]. El resumen de nuestra evaluación se muestra en la Tabla 3.

Where AAPD and MAPD are as defined above.

Figure 2 presents the data extracted from GPSA Figure 20-76  [2] for the solubility of pure CO₂ in 100% TEG, and the predicted values from the proposed Model.  GPSA data points are denoted as symbols: Equation results are shown as solid lines.  Also included in Figure 2 are nine data points from GPA Technical Publication TP-9 [3].  These data points are actual values measured for pure CO₂ and 100% TEG at three pressures. Note the TP-9 data were not used in the regression process.

The accuracy of the proposed Model is slightly better than the MODIFIED Mamrosh et al. model.  Average and Maximum Absolute Percentage Deviations are both reduced.  As with the MODIFIED Mamrosh et al. model, the greatest percentage error corresponds to the low pressure case (15 psia or 104 kPa) where the solubility is very small, so the actual deviation is likely insignificant for most engineering calculations.

Donde el (AAPD) PAPD, y (MAPD) MPDA se han definido anteriormente.

            La Figura 2 presenta la data extraída del GPSA Figura 20-76 [2] para la solubilidad del CO₂ puro en 100 %TEG, y los valores pronosticados del modelo sugerido. Los puntos de la data se designan como símbolos: Los resultados de las ecuaciones se denotan como líneas sólidas. También incluidos en la Figura 2 se muestran nueve puntos de la publicación  GPA TP-9 [3]. Estos puntos de data son valores actuales para  el CO₂ puro en 100 %TEG a tres presiones. Nótese que la data del TP-9 no fueron aplicados en el proceso de regresión.

            La confiabilidad del modelo propuesto es ligeramente mejor que el modelo MODIFICADO Mamrosh, et. al. Los Porcentajes Absolutos Máximos, y Ponderados se observan reducidos. Así como con el modelo Mamrosh, et. al. MODIFICADO , el mayor porcentaje de error corresponde a caso de baja presión (15 lpca, o 104 kPa) donde la solubilidad es mínima, de manera que la desviación actual es esencialmente despreciable para la mayoría de los cómputos ingenieriles.  

Figure 3 presents the selected data from GPA RR 183 [4] for the solubility of pure CO₂ in 100% TEG, and the predicted values from the Modified Mamrosh et al. Model and the Proposed Model. These GPA data were not used in regressing either of the two models parameters.

La Figura 3 presenta data seleccionada del GPA RR 183 [4] para la solubilidad del CO₂ puro en 100 %TEG, mas los valores pronosticados del Modelo modificado Mamrosh, et. al. y modelo propuesto. Esta data del GPA no fue usada en la regresión de los parámetros e los dos modelos. 

Conclusions:

Two new algorithms have been developed to predict the solubility of pure CO₂ in 100% TEG.  Both algorithms were developed by regressing data extracted from Figure 20-76 of the Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Books [2]. It should be noted that the Figures in GPSA are attributed to Ed Wichert, Sogapro Engineering with all rights reserved.

The first algorithm is a Modified form of the Mamrosh et al. model [1].  The original model was presented and evaluated for CO₂ concentrations of up to 10 mole percent in the June and July 2012 Tips of the Month. However, model predictions for pure CO₂ and 100% TEG produced an average absolute percentage deviation (AAPD) of more than 6.5%, and a Maximum Absolute Percent Deviation (MAPD) of more than 34% compared with data extracted from Figure 20-76 of the GPSA Engineering Data book [2]. To improve accuracy, the equation parameters were regressed with data points extracted from Figure 20-76.  The Modified Mamrosh et al. model more accurately reproduces the curves in Figure 20-76, with an AAPD of 1.85% and MAPD of 10.1%.

The second algorithm, the proposed Model, uses a different form of the equation.  The six parameter model was also tuned to match data from GPSA Figure 20-76 [2].  The resulting AAPD is 1.50%, and the MAPD is 7.14% compared to Figure 20-76.

Conclusiones:

            Dos nuevos algoritmos han sido desarrollados para predecir la solubilidad del CO₂ puro en contacto con 100 %TEG. Ambos algoritmos fueron por un proceso de regresión matemática de la data extraída de la Figura 20-76 del Manual de Datos de Ingeniería de la Asociación de Suplidores de Procesadores de Gas, Edición 12^ava [2].  Debe notarse que las Figuras en el GPSA se atribuyen a Ed Wichert, Sogapro Engineering, con todos los derechos reservados.

            El primer algoritmo es una forma modificada del modelo de Mamrosh, et. al. [1]. El modelo original fue presentado en los previos del mes de Junio, y Julio, en los cuales se evaluaron las concentraciones del CO₂ hasta 10 porcentaje molar. Sin embargo, las predicciones del modelo para el CO₂ puro con 100 %TEG produjo un  Porcentaje Absoluto Ponderado de Desviación (PAPD/AAPD) mayor al 6.5% y el Máximo Porcentaje de Diferencial Absoluto (MPDA/MAPD) mayor a un 34% comparado con la data que se extrajo de la Figura 20-76 del Manual de Ingeniería GPSA [2]. Para mejorar la certeza, los parámetros de la ecuación fueron sometidos a una regresión con los datos obtenidos de la Figura 20-76. El modelo modificado Mamrosh, et. al. reproduce con mayor certeza las curvas oriundas  de la Figura 20-76, con un PAPD de 1.86%, y un MPDA de 10.1 % .

            El segundo algoritmo, el cual es el modelo propuesto, aplica una forma distinta de la ecuación. El modelo de seis parámetros también fue aplicado para cotejar la data de la Figura 20-76 del GPSA [2]. El PAPD resultante es de 1.50%, y el  MPDA es de 7.16% comparado con la Figura 20-76. 

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By: Wes H. Wright  &  Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al 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 91^st Gas Processors Association National Convention, New Orleans, Louisiana, USA, April 15-18, 2012.
2. Gas Processors Suppliers Association; “ENGINEERING DATA BOOK” Twelfth Edition – FPS; Tulsa, Oklahoma, USA, 2004.
3. Takahashi, S., Kobayashi, R., “The water content and the solubility of C0₂ in equilibrium with DEG-Water and TEG-Water solutions at feasible absorption conditions,” GPA Technical Publication TP-9, Gas Processors Association, Tulsa, Oklahoma, USA, 1982.
4. Davis, P.M., et al., “The impact of sulfur species on glycol dehydration – Study of the solubility of certain gases and gas mixtures in glycol solutions at the elevated pressures and temperatures,” GPA Research Report 183 (GPA RR 183), Gas Processors Association, Tulsa, Oklahoma, USA, 2002.