Gráficos y Correlaciones para Estimar la Remoción de Metanol en un Proceso de Deshidratación del Gas con TEG

El proceso de deshidratación de un gas con TEG (trietilén glicol) remueve una cantidad considerable del metanol de la corriente húmeda. Si el contenido de metanol de esta corriente es alto, el gas seco podría retener aun alto contenido de metanol y ocasionar problemática operacional en los procesos agua abajo.

 

 

Continuando el Previo del Mes (PDM) de Octubre 2010, en el presente PDM consideraremos la presencia de metanol en la corriente producida de petróleo/agua/gas determinando las trazas cuantitativas de metanol permaneciendo en el gas deshidratado con TEG. Para lograr esto, hemos simulado por computadora una instalación costa – fuera consistiendo de la separación multifásica de petróleo/agua/gas, compresión, y deshidratación mediante el uso del TEG, y determinado la concentración del metanol en el gas seco.

 

 

Hemos igual estudiado el efecto de la temperatura, y presión del gas húmedo, más el numero de contactos en la torre TEG, la especificación para el contenido de agua del gas seco, y el caudal de circulación del TEG pobre sobre el contenido de metanol en el gas seco. Para este propósito, el contenido de metanol en la corriente de producción fue asumida en variar entre cero hasta 350 PPM(V).

 

 

Basado en los resultados de la simulación, este previo desarrolla gráficos sencillos mas unas correlaciones para estimar la eficiencia de remoción del metanol en una columna contactora TEG sujeta a varias condiciones de operación. Éstas cartas y correlaciones son de suficiente certeza como para aplicarlas en los cómputos de facilidades.

 

 

Caso en Estudio:

 

El mismo caso presentado el PDM de Octubre 2010 es aplicado para analizar la remoción de metanol en una columna contactora TEG. Un Diagrama de Flujo (PFD) simplificado para la facilidad costa – fura de presenta en la Figura 1 [1]. La corriente de producción (petróleo, agua, gas, y metanol) fue dirigida por un separador de alta presión en donde el agua libre y gas fueron separados, y el crudo fue dirigido hacia las unidades de separación intermedias, y baja así logrando subsiguiente separación del gas y petróleo. Las corrientes desprendidas del gas fueron re comprimidas y enfriadas a   4830 kPa y 35 °C (700 lpca y 95 °F) antes de entrar a la contactora TEG para su deshidratación. El gas seco fue comprimido adicionalmente (no mostrado en el PFD) hasta 23200 kPa (3365 lpca) para los propósitos de reinyección o exportación. Para cumplir con las especificaciones del contenido de agua de 32 mg/Sm³ (2 lb_m/MMpcs), una concentración del TEG pobre en 99.95 porcentaje de peso fue aplicado en todos los ensayos de simulación. Este previo aplica el conjunto de simulación (software) ProMax [2] con el paquete “PR EOS” para el computo de todas las corridas.

 

 

Para estudiar el impacto de la concentración del metanol (MeOH) y cuantificar las trazas en el gas deshidratado por el TEG, el contenido del MeOH en la corriente de producción del separador de alta presión fue asumido entre 0 hasta 350 PPM (V). Esta variación del contenido del MeOH fue seleccionada debido a la incertidumbre de su concentración en ésta corriente de producción. La temperatura del gas húmedo comprimido es un parámetro importante en la operación de una unidad TEG e impacta el contenido de agua del gas seco más la tasa requerida de circulación del TEG pobre y/o los números de etapas teóricas en la contactora. Dependiendo del diseño y/o problema operacional tal como las escamas en el lateral frio del aero enfriador del gas, la temperatura del gas húmedo puede exceder los 35 °C (95 °F). Por ende, la temperatura del gas húmedo fue asumida a variar entre 35 hasta 50 °C con incrementos de 5 °C (95 to 122 °F e incrementos de 9 °F ). Dependiendo del requerimiento, 2 o 3 etapas teóricas fueron aplicadas en la unidad contactora. Para cada caso el gasto del TEG pobre fue variado para cumplir con el contenido de agua requerido para cada caso. Para estudiar el impacto de la presión, en adición a la presión de 4830 kPa (700 lpca), una presión del gas húmedo de 7000 kPa (1015 lpca) también fue empleada.

 

 

Para cada corrida de la simulación, la eficiencia de remoción del metanol fue calculada mediante la siguiente ecuación:

 

 

 

Resultados y Discusión:

 

La Tabla 1 presenta los resultados de cómputo para dos estapas teóricas y una presión del gas húmedo de 4830 kPa ( 700 lpca) y cuatro temperaturas. Para cada de éstas el contenido de metanol en el gas húmedo tuvo rango entre 0 hasta 112 PPM en base molar. En cada caso, fue ajustado el gato de la corriente del TEG pobre para cumplir con el contenido de agua especificado para el gas seco de 16 mg/Sm³ (1 lb_m/MMPCS). Análisis de la Tabla 1 indica que para cada temperatura del gas húmedo, la relación de circulación, y eficiencia de remoción del metanol fue independiente del contenido de metanol en el gas húmedo. De manera que, para cada temperatura del gas de entrada, el ponderado de la relación de circulación, mas la eficiencia de remoción del metanol fueron calculadas y presentadas en la Tabla 2. Similar a los resultados de la Tablas 1 y 2, siete Tablas adicionales fueron generadas para 2, y 3 contactos teóricos, contenidos de agua del gas seco de 16 y 32 mg/Sm³ (1 y 2 lb_m/MMPCS), presiones de 4830 y 7000 kPa (700 y 1015 lpca).

 

 

 

 

 

 

El resumen de todos los resultados de la simulación para determinar la eficiencia de remoción del metanol como función de la razón de circulación del glicol pobre entre 2 y 3 a dos presiones más dos especificaciones para el contenido de agua se presentan en las Figuras 2 y 3 respectivamente.

 

 

Análisis de las figures 2 y 3 indica que para cada presión los resultados correspondientes a las especificaciones para los contenidos de agua de 16 y 32 mg/Sm³ (1 y 2 lb_m/MMPCS) siguen el mismo patrón y pueden verse como curva única. De esta manera, la eficiencia de remoción de metanol como función de la razón de circulación del TEG pobre puede expresarse por una correlación sencilla para cada presión y numero de etapas teóricas, así independiente del contenido de metanol en el gas húmedo y su temperatura.

 

 

 

 

 

 

Un programa regresivo no lineal fue empleado para determinar los parámetros de la siguiente correlación referente a la eficiencia de remoción de metanol (ERM) como función de la razón de circulación.

 

 

Donde:

MRE (ERM)  = Eficiencia de remoción de metanol en base molar, %

CR (RC)          =   Razón de Circulación, litro TEG/kg agua (galón TEG/lb_m agua)

La Tabla 3 presenta los parámetros regresionados de “a” y “b” de la Ecuación 1 para dos o tres etapas teóricas y presiones del gas húmedo de 4830 and 7000 kPa (700 y 1015 lpca).

 

 

 

 

Las predicciones del ERM (MRE) de la ecuación 1 fueron añadidas a las Figuras 1, y 2 y son presentadas en las Figuras 4, y 5. En éstas las líneas sólidas presentan la predicción del MRE por la Ecuación 1 y los símbolos presentan los resultados de la simulación. Los símbolos rellenos representan el contenido de agua del gas seco de 16 mg/Sm³ (1 lb_m/MMPCS), y los sin relleno reflejan el contenido de éste en 32 mg/Sm³ (32 lb_m/MMPCS). El análisis de las Figuras 4 y 5 y los cómputos bajos para los valores AAPE (Error Ponderado Absoluto Porcentual) y MAPE (Error Ponderado Absoluto Máximo) de la Tabla 3 indican que la certeza de las correlaciones propuestas, en comparación con los de la simulación son de suficiente certeza para estimar la eficiencia de remoción d metanol ERM (MRE).

 

 

Conclusiones:

Basado en los resultados obtenidos en este estudio, el presente PDM arroja las siguientes conclusiones:

1. La eficiencia de remoción del metanol es independiente del contenido de éste en el gas húmedo (Tabla 1).
2. Mientras aumenta la temperatura del gas húmedo, la razón de circulación del TEG pobre aumenta; de manera que así aumenta la eficiencia de remoción del metanol (Tabla 2). El contenido de agua del gas seco es fuerte función de la temperatura. Mientras aumenta ésta, igual aumenta el contenido de agua; de manera que para un número de etapas teóricas fijas el caudal de circulación de TEG aumenta.
3. Mientras aumenta la presión la absorción del metanol aumenta; por ende su eficiencia de remoción aumenta (Figuras 4 y 5). El contenido de agua del gas húmedo es función de temperatura. Mientras aumenta la presión, el contenido de agua disminuye; de manera que para un número de etapas fijas el caudal de TEG pobre disminuye, pero ésta reducción se aplaca en algo debido a la solubilidad incrementada del metanol a mayor presión.
5. Para la misma presión y numero de etapas de contacto en la torre contactora, la eficiencia de remoción del metanol como función de la razón de circulación para las variadas especificaciones del agua en el gas seco siguen el mismo patrón. (Figuras 4, y 5).
6. Este previo presenta dos gráficos sencillos (Figuras 4 – 5) y una correlación (Ecuación 1) así como sus parámetros (Tabla 3) para estimar las eficiencias ponderadas de remoción de metanol de 2 y 3 etapas teóricas más presiones de 4830 y 7000 kPa (700 y 1015 lpca), respectivamente.
7. Comparado con los resultados rigorosos de la simulación, la certeza de las correlaciones propuestas (Ecuación 1, Tabla 3) para estimar la eficiencia de remoción del metanol arroja buenos resultados en comparación con éstos. Esta correlación más las Figuras 4, o 5 pueden ser empleadas para estimar le eficiencia de remoción del MeOH en las facilidades del TEG operando a condiciones similares.

 

Las correlaciones propuestas (Ecuación 1) y las cartas (Figuras 4 – 5) son fáciles de emplear, y prevén un alcance (método) sencillo para estimar la eficiencia de remoción del MeOH en las facilidades de TEG sin tener acceso a algún programa de simulación de procesos.

 

 

 

 

 

 

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a nuestras sesiones técnicas G4 (Gas Conditioning and Processing), G5 (Practical Computer Simulation Applications in Gas Processing), y  PF4 (Oil Production and Processing Facilities)

 

 

Por Dr. Mahmood Moshfeghian

 

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

 

References:

1. Moshfeghian, M., October 2010 tip of the month, PetroSkills | John M. Campbell, 2010.
2. ProMax 4.0, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2016.