Este previo es un seguimiento de los anteriores (Abril y Mayo 2016) [1-2], los cuales investigaron los beneficio de tener un despojo de agua y su colocación óptima en una columna estabilizadora [ver capítulo 16 de la referencia 3]. Se simulará el rendimiento de una columna estabilizadora equipada con contacto de despojo de agua lateral para eliminar el agua líquida. Recuerden del PDM de Abril 2016, el agua puede ser retenida internamente en la columna, Las condiciones de operación resultan en esta condensación y atrapamiento del agua en la facilidad. La temperatura del tope es muy baja y la de fondo muy alta para permitir la descarga del agua de la columna en las dos corrientes de productos. Como resultado, acumulación de agua en la columna reduce su capacidad, dependiendo de la composición de la corriente alimentadora, y propiciando la corrosión. Eventualmente este aumento de agua impactará la columna con inundación, y solo una interrupción mayor en las operaciones permite la remoción de la misma. Después de este evento, la columna operará normalmente hasta que el proceso de acumulación del agua líquida se repita y se observa la inundación de nuevo. Una colocación apropiada de un contacto para el despojo de agua permite la operación adecuada de la columna, y elimina la problemática asociada con esta acumulación de agua.

 

 

En este caso de estudio, un gas de arrastre dulce es también utilizado para lograr un contenido de H2S reducido y condensado estabilizado a una temperatura indicada del re hervidor de la estabilizadora. Este previo ejecutará cómputos tri-fásicos (vapor, hidrocarburo líquido, y fases acuosas) en las etapas contactoras con gastos excesivos/libres de agua. Específicamente, se investigarán las posibles ubicaciones de un contacto para el despojo de agua, basado en los perfiles de las presiones parciales del agua en la fase de vapor y los gastos en las fases de líquido liviano y pesado. El mismo presentará un resumen de las simulaciones de computación más los diagramas claves de la planta.

 

 

Caso en Estudio:

 

La Tabla 1 presenta las composiciones, gastos, más condiciones del condensado crudo y gas de arrastre. La Figura 1 presenta un diagrama de flujo de proceso equipado con un gas de arrastre, y bandeja de contacto para el despojo de agua estabilizando el proceso de estabilización. El separador tri – fásico aguas arriba de la columna estabilizadora esencialmente elimina todo el agua de exceso/libre. El previo aplica el mezclador de alimentación para recombinar las fase liquidas livianas/pesadas (agua en exceso) que alimentan la columna solo para los efectos de simulación. La Tabla 2 presenta las especificaciones de la columna estabilizadora. Mientras que la ubicación del contacto para el despojo de agua es la 7 en esta figura, el previo también consideró las ubicaciones en los puestos 5, 8, 9, 17, y 18.

 

 

El gas de arrastre dulce merma el contenido de H2S del crudo estabilizado y logra las condiciones de presión de vapor requerida del condensado a la temperatura del re-hervidor (reboiler). La Tabla 2 presenta las variables de la unidad. La corriente 2 es el vapor del tope, y la corriente 3 es el condensado estabilizado. Basado en la data de las Tablas 1, y 2, y el diagrama en la Figura 1, el previo logró la simulación aplicando la ecuación de estado   Soave-Redlich-Kwong (SRK) [4] en el conjunto de cómputos de simulación (software) ProMax [5].

 

Tabla 1. Composiciones, gastos, y condiciones para la Corriente Alimentadora y Gas de Arrastre

 

 

Figura 1. Una Columna Estabilizadora simplificada sin reflujo con contaco lateral para el despojo de agua

 

 

Tabla 2. Especificaciones de la Columna Estabilizadora

 

 

 

Resultados de la Simulación:

 

El previo ajustó la relación de re-hervido de fondo de la columna para ajustarse a la temperatura de la corriente 3 de planta en unos 482 °F (250 °C). La relación de re-hervido de fondo es presentada en la Tabla 2, y la Tabla 3 indica la comparación entre los resultados de la simulación con los datos de planta. En general se observan datos en buena coincidencia.

 

Tabla 3. Comparación de los datos de simulación vs planta

 

 

La Figura 2 presenta el perfil de la presión parcial del agua para los casos sin y con despojo de agua en los contactos 7, 8, o 9. En esta figura, se observa un aumento desproporcional de ésta en la bandeja 18 para el caso sin – despojo de agua. Para ésta condición, igual se observa un aumento elevado en la bandeja 10 debido a la presencia del agua en el gas de arrastre que se introduce en la columna en la bandeja 10.

 

 

Similarmente las Figuras 3 y 4 presentan los perfiles de los gastos del agua en el líquido liviano (hidrocarburo líquido) y pesado (acuoso) respectivamente. Estas figuras muestran los perfiles de agua para el caso sin despojo y con despojo del mismo en los contacto 7, 8, o 9. En estas figuras se observa un aumento marcado en el perfil del gasto de agua para el caso sin despojo.

 

 

La Figura 4 indica que por debajo de los contactos para el despojo de agua, el hidrocarburo liviano líquido se ve sub – saturado de agua, y no existe la fase líquida de agua (fase pesada). Para el caso sin despojo de agua, la fase liviana permanece saturada con agua a través de los contactos 1 al 18.

 

 

La Figura 5 indica que la presencia de una bandeja de despojo de agua no impacta el perfil de temperatura de la columna.

 

 

En todos los casos la ubicación de la bandeja de despojo no impacta la Presión de Vapor Reid (PVR-RVP) o la carga térmica del re-hervidora. El RVP calculado para todos los casos fue unos 8.2 lpc (56.5 kPa) y la carga térmica fue de 18.378 MMBtu/hr (5.376 MW). La Tabla 4 presenta el impacto de la ubicación de la bandeja de desojo sobre el gasto de agua desojada. Esta tabla indica que el agua presente en las bandejas 5 al 9 es casi la misma.

 

 

Figura 2. Perfil de la presión parcial del agua para la columna estabilizadora para varios casos

 

 

Figura 3. Gasto de agua en la fase liviana de la columna estabilizadors para varios casos

 

 

Figura 4. Gasto de agua en la fase pesada de la columna estabilizadors para varios casos

 

 

Figura 5. Perfiles de temperatura en la columna estabilizadora para varios casos

 

 

La Tabla 5 presenta el porcentaje de recuperación (razón del gasto de un componente en el condensado a su caudal en la corriente alimentadora) de componentes seleccionados en el condensado estabilizado. Prácticamente, todo el etano y componentes más livianos (N2, C1, CO2, y H2S) salen de la columna en la fase de descarga. La Tabla 5 indica que la presencia de una bandeja de despojo de agua impacta levemente el propano, pero posee poco efecto e sobre el butano y las recuperaciones de otros componentes.

 

 

Tabla 4. Impacto de la bandeja de desojo de agua sobre el gasto de su remoción

 

 

Tabla 5. Recuperación de componentes seleccionados en la columna estabilizadora

 

 

Conclusiones:

 

Este previo investigó la ubicación de un despojo lateral de agua libre y su impacto sobre el rendimiento de la columna estabilizadora. Basado en los resultados obtenidos, el previo presenta las siguientes conclusiones:

 

  1. El despojo de agua en los contactos 5 al 9 es la misma.
  2. La ubicación de la bandeja de desojo no presenta impacto sobre la RVP del condensado estabilizado.
  3. La ubicación de la bandeja de despojo no impacta la carga térmica del re-hervidor.
  4. La bandeja de desojo mejoro la recuperación de propano.

 

 

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)

 

 

By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

 

Reference:

  1. Moshfeghian, M., April 2016 tip of the month, PetroSkills | John M. Campbell, 2016.
  2. Moshfeghian, M., May 2016 tip of the month, PetroSkills | John M. Campbell, 2016.
  3. Campbell, J.M., Gas Conditioning and Processing, Volume 2: The Equipment Modules, 9th Edition, 2nd Printing, Editors Hubbard, R. and Snow–McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 2014.
  4. Soave, G., Chem. Eng. Sci. 27, 1197-1203, 1972.
  5. ProMax 4.0, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2016.