La mejor manera de prevenir la formación de los hidratos ( y la corrosión) es la de mantener las tuberías, caños, y equipo secos del agua líquida. Existen ocasiones, correctas o incorrectas, cuando se ejecuta la decisión de operar un caño o equipo conteniendo agua. Si es ésta la decisión, y la temperatura operativa es menor que la de hidratación, es necesaria la inhibición de esta agua. Esto es de interés particular en sistemas de recolección de gas [1], y las operaciones submarinas [2] durante la producción normal, así como el cierre del sistema.
Muchas sustancias pueden ser inyectadas al agua para deprimir tanto la temperatura de hidratación, así como la de congelamiento. Por muchas razones prácticas, un inhibidor termodinámico (THI) tal como un alcohol o uno de los glicoles es inyectado, usualmente metanol (MeOH), dietilén glicol (DEG), el monoetilén glicol (MEG). Todos pueden ser recuperados y recirculados, pero le economía de la recuperación del metanol puede que no sea favorable económicamente en muchos casos. La prevención de los hidratos con metanol y o con los glicoles pueden ser de costo elevado debido a la alta dosificación requerida (10 % al 60% de la fase acuosa).
Altas concentraciones de los solventes agravan los problemas potenciales de escamas por la disminución de la solubilidad de las sales formadoras de escamas. En el agua y precipitando la mayoría de los conocidos inhibidores de las escamas. La inyección total del inhibidor requerido es la cantidad/concentración del inhibidor en la fase acuosa para el logro de la supresión de la temperatura de hidratación, mas la cantidad del inhibidor que se distribuirá en las fase acuosas y la del vapor del hidrocarburo. Cualquier inhibidor en la fase de vapor o fase líquida del hidrocarburo arroja poco efecto sobre las condiciones de formación de los hidratos. Debido a las limitaciones de la certeza en los cómputos de depresión del punto de hidratación, y distribución de flujo del proceso, es recomendado que tanto la temperatura de formación de hidratos con la inhibición sean seleccionados con un factor de diseño por debajo del la temperatura mínima de operación esperada en el sistema para asegurar tasas adecuadas de inhibición.
La pérdida de solubilidad del MEG en la fase gaseosa es depreciable y la pérdida a la fase líquida del hidrocarburo es muy baja, 3.5 /106 Sm3 (0.23 lbm/MMscf) [3]. Las pérdidas de metanol son las de mayor significancia particularmente en la fase de vapor. Basado en la Figura 6.20 en la referencia [3], dependiendo de las condiciones operativas, las pérdidas del metanol a la fase de vapor pueden ser excesivas, típicamente 16 mg/Sm3 ( 1 lbm/MMscf) para cada porcentaje de metanol en la fase acuosa. Pérdidas a la fase líquida son mayores que el MEG pero usualmente menos que 1-2% del volumen del hidrocarburo. A las condiciones típicas de las tuberías una solubilidad de unos 0.4 kg/m3 (0.15 lbm/bbl) es generalmente adecuada para los efectos de planificación [3]. Dependiendo de las pérdidas de solubilidad, la reposición requerida de las sustancias químicas para el metanol pueden ser sustanciales tanto para los sistemas de sola inyección así como los de recuperación de metanol. En adición, el proceso aguas abajo así como los petroquímicos, los de las plantas de GNL (LNG) no pueden tolerar metanol en el gas de alimentación.
La determinación de la cantidad y concentración de los inhibidores y su distribución en diversos sitios es muy importante por razones prácticas y aplicaciones industriales. Por ende, para determinar la cantidad y concentración requerida de estos inhibidores, varios modelos termodinámicos han sido aplicados e incorporados a los sistemas computarizados tanto para cómputos manuales así como los más rigorosos [4].
Como citado anteriormente, una cantidad importante de metanol se perdería a las fases de los hidrocarburos, lo cual pudíese causar problemas para la refinerías, y plantas petroquímicas aguas abajo. En plantas de gas donde se logra la recuperación de propano el metanol se presentará con el producto de propano y presentaría base para el desvío de las especificaciones para éste producto. También se ha observado que el metanol ha sido causa primaria en las fallas de las tamices moleculares. En refinerías el metanol debe ser lavado del producto crudo/condensado, en donde presenta un problema en el tratamiento del agua de despojo. En plantas petroquímicas el metanol también se considera en veneno para los catalizadores.
En la producción costa-fuera, el levantamiento neumático (gas lift) y la inyección de gas para el mantenimiento de presión se han convertido en práctica común. El gas asociado producido con el crudo, y agua es separado, comprimido y normalmente deshidratado con trietilén glicol (TEG) antes de su inyección o exportación.
Como las líneas del crudo/gas/agua presentan formación de hidratos durante la producción normal, o cierres de ésta, el metanol es comúnmente inyectado para la prevención de la formación de los hidratos, y taponamiento de las líneas de flujo y las de gas lift/reinyección. Ocasionalmente, las unidades de TEG sufren cese de operación, pueden un gas fuera de especificaciones, lo cual requiere la inyección de metanol. Consecuentemente, una porción del metanol inyectado vuelve a presentarse en la corriente de crudo/agua/gas producida.
En este PDM consideraremos la presencia del metanol en la corriente de crudo/agua/gas producida y se determinará las trazas cuantitativas del metanol presentes en el gas deshidratado con el TEG. Para lograr esto, hemos simulado por modelo computacional una facilidad de producción costa fuera consistente de crudo/agua/gas, separación multi etapa, compresión, y la deshidratación con TEG, y así determinando la concentración en el gas seco. Adicionalmente hemos estudiado el impacto de la temperatura del gas húmedo, numero de etapas teóricas en el contactor TEG, concentración de vapor de agua en el gas seco, y gasto del TEG pobre en la concentración del metanol en el gas deshidratado. Para este propósito el contenido del metanol en la corriente de producción fue asumido entre cero y 350 PPM (V).
Caso en Estudio:
Un diagrama del flujo de proceso (PFD) simplificado para la facilidad considerada en este estudio se presenta en la Figura 1. La corriente de producción ( crudo, agua, gas, y metanol) fue introducido a un separador de alta presión en donde el agua libre, y gas fueron separados, y el crudo fue dirigido a un separador intermedio y de baja para la subsiguiente separación del gas y crudo. Los gases de despojo de los separadores fue recomprimido y enfriado a 48 bara, y 35°C (696 lpca y 95°F) antes de introducirse al contactor TEG para su deshidratación. El gas seco fue comprimido adicionalmente (no mostrado en el PFD) a 232 bara (3365 lpca) para propósitos de reinyección y exportación. Para lograr una especificación de 32 mg/Sm3 (2 lbm/MMpcs) o menor, una concentración del glicol pobre de 99.95 porcentaje de peso fue aplicada para todas las corridas de simulación.
Para estudiar el impacto de la concentración de metanol (MeOH) y determinar las trazas del TEG en el gas deshidratado, el contenido del MeOH en la corriente de alimentación hacia el separador de alta fue variado entre 0 a 350 PPM (V). Esta variación del MeOH fue seleccionada debido a la duda de su concentración en ésta corriente de producción. La temperatura del gas húmedo comprimido es un parámetro importante en la operación de la unidad TEG, e impacta el contenido del vapor de agua en el gas seco, el caudal de circulación del TEG pobre, así como el número de etapas teóricas requeridas. Dependiendo del diseño y/o problemas operacionales como los de la formación de escamas en el lateral frio del enfriador de gas, la temperatura del gas húmedo pudiése ser mayor que los 35 a 50 °C con incrementos de 5 °C (95 a 122 °F e incremento de 9 °F). Dependiendo del requerimiento, 2 a 3 platos teóricos fue aplicado en la unidad contactora. Para cada caso el caudal del TEG pobre fue variado para cumplir con el contenido de agua especificado para cada caso.
Figura 1. Diagrama de Flujo de Proceso aplicado en este estudio de caso
Resultados y Discusión
La programación (software) [6] del ProMax fue aplicada para efectuar las simulaciones para distintos puntos de interés, y se determinaron las concentraciones/trazas del MeOH en el gas deshidratado con TEG. Doce casos fueron analizados en los cuales los números de etapas teóricas, temperatura y presión del gas húmedo, contenido de vapor de agua del gas seco, concentración del glicol pobre, tasa de circulación, y la presión y temperatura fueron especificados. Para cada caso el contenido del MeOH en el gas de alimentación hacia el separador de alta (HP) fue asumido entre 0 a 350 ppmv, y la concentración correspondiente del MeOH en el gas seco fue determinado. La Tabla 1 presenta los resultados de la simulación para uno de los 12 casos efectuados. El % de absorción presentado en las últimas dos columnas de la Tabla 1 se define como:
% Total = 100 ( ppmv del MeOH en la alimentación al separador de alta – MeOH en el gas seco)/(MeOH ppm en la alimentación al separador de alta)
% del TEG en el Contactor = 100(MeOH ppm gas húmedo – MeOH en el gas seco)/MeOH ppm en el gas húmedo).
Nota: Los porcentajes del MeOH calculados se mantienen relativamente constante, e independiente del MeOH en el gas de alimentación al separador HP. Como se observa en la última fila de la Tabla 1, el procentaje total ponderado total de absorción del MeOH se fijan en 61.1, y 30.6 respectivamente.
Tabla 1. Resultado típicos de la simulación
| Lean TEG Wt%=99.95 | Lean TEG Solution Std Liquid Vol Rate = 2.91 m3/h (16.9 L TEG/kg Water) | ||||||||
| No. of Theoretical Tray=3 | Lean TEG Solution Temperature = 38 °C | ||||||||
| Wet Gas To TEG T, °C | MeOH, PPM (V) | Dry Gas | MeOH Absorption | ||||||
| In the Feed of Inlet HP Separator | In Wet Gas To TEG | In TEG Dry Gas | Hydrate Formation T, °C | Water Content lbm/MMSCF | Water Content mg/Sm3 | TEG Contactor % | Overall % | ||
|
35 |
0 | 0 | 0.0 | -20.0 | 1.00 | 16.0 | NA | NA | |
| 25.6 | 14.4 | 10.0 | -20.0 | 1.00 | 16.0 | 30.6 | 60.9 | ||
| 70.0 | 39.4 | 27.4 | -20.0 | 1.00 | 15.9 | 30.5 | 60.8 | ||
| 104.9 | 59.0 | 41.0 | -20.0 | 0.99 | 15.9 | 30.5 | 60.9 | ||
| 139.8 | 78.5 | 54.5 | -20.0 | 0.99 | 15.9 | 30.6 | 61.0 | ||
| 174.6 | 97.9 | 68.0 | -20.1 | 0.99 | 15.8 | 30.5 | 61.1 | ||
| 209.4 | 117.0 | 81.4 | -20.1 | 0.99 | 15.8 | 30.4 | 61.1 | ||
| 244.2 | 137.0 | 94.8 | -20.1 | 0.98 | 15.8 | 30.8 | 61.2 | ||
| 278.9 | 156.0 | 108.0 | -20.1 | 0.98 | 15.7 | 30.8 | 61.3 | ||
| 313.6 | 175.0 | 121.0 | -20.1 | 0.98 | 15.7 | 30.9 | 61.4 | ||
| 348.3 | 194.0 | 134.0 | -20.2 | 0.98 | 15.7 | 30.9 | 61.5 | ||
| Average | 30.6 | 61.1 | |||||||
El perfil de concentración del MeOH en el gas seco como función de la concentración del MeOH en la alimentación al separador HP, y la concentración del MeOH en el gas húmedo para 4 de los casos se presentan en la Figuras 2, y 3 respectivamente. Note el numero de platos teóricos (N= 3), y la especificación del gas seco (16 mg/Sm3) se mantuvieron constantes en estas dos Figuras.
Estas dos Figuras indican que mientras aumenta la temperatura del gas húmedo, la temperatura del TEG pobre aumenta; de manera que se retiene mayor cantidad (absorbe) por la solución del TEG. Esto se explica por el hecho de que mientras aumenta la temperatura del gas húmedo, su capacidad de retención de vapor de agua aumenta. Como se ha debido mantener el contenido del vapor de agua del gas seco constante, mayor cantidad de la solución TEG es requerida para remover el agua. Por cuanto la tasa del TEG es mayor, la cantidad del MeOH absorbido en el contactor es también mayor.
La Tabla 2 presenta el resumen de los resultados para los 12 casos investigados. Como se muestra en esta Tabla, para una especificación del contenido de agua de 16 mg/Sm3 (1 lbm/MMpcs), en comparación a los tres platos teóricos, el caso de 2 platos requiere mayor tasa de circulación; por ende el factor de absorción del MeOH aumenta drásticamente (menores trazas del MeOH en el gas seco). La absorción del MeOH es función de la tasa de circulación del TEG en el contactor. Mientras mayor es la circulación, también aumenta al absorción. Este alto % de absorción es favorable para las unidades de proceso aguas abajo; sin embargo, para casos de N=3 , y temperaturas del gas húmedo de 45 y 50 °C, los litros de TEG requeridos para la remoción de un kg de agua es mayor que el valor recomendado. De acuerdo al Capítulo 18 de la referencia [5], el rango recomendado es entre 16 y 50 litros de TEG por cada kg de agua removido ( 2 a 6 gal/lb de agua removida). Para una especificación del gas seco de 32 mg/Sm3 (32 lbm/MMpcs) y dos platos teóricos, la concentración requerida para el caudal del TEG se reduce dentro del rango recomendado para las cuatro temperaturas del gas húmedo.
Figura 2. Variación del contenido del MeOH del gas deshidratado con TEG como función del contenido del MEOH el en gas de alimentación, y temperatura del gas humedo.
Figura 3. Variación del contenido de MeOH en el Gas deshidratado como función de la temperatura del gas húmedo con contenido del MeOH.
Tabla 2. Resumen de todos los resultados de simulación
Los resultados en la Tabla 2. También se presentan en las Fiiguras 4, y 5. Estas Figuras se pueden aplicar para aproximar rápidamente el contenido del MeOH en el gas deshidratado por el TEG para un numero de platos teóricos, mas la temperatura y contenido del MeOH del gas húmedo.
En resumen, un estudio de caso basado en una facilidad de producción costa-fuera fue ejecutada para investigar el impacto en el diseño y parámetros operacionales en las trazas del MeOH en el TEG deshidratado. Los resultados se resumen como sigue:
- La concentración del MeOH en el gas deshidratado es proporcional a la concentración del MeOH en la alimentación al separador de alta, o en el gas húmedo hacia el contactor.
- La concentración del MeOH en el gas deshidratado por el TEG disminuye mientras aumenta la temperatura del gas húmedo.
- La concentración del MeOH en el gas deshidratado por el TEG disminuye mientras se reduce el número de platos teóricos, ( o mientras el caudal de circulación del TEG aumenta).
Nótese que los resultados fueron tomados de doce simulaciones para un solo caso en estudio. Se podrán aplicar en forma generalizada como guía. Pensamos que cada caso específico debe ser analizado a plenitud, y por separado.
Para mayor conocimiento sobre casos similares, y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a los siguientes cursos del la John M. Campbell; G4 (Gas Conditioning and Processing) and G5 (Gas Conditioning and Processing-Special).
La Consultoría John M. Campbell (JMCC) puede proporcionar conocimientos termodinámicos para los proyectos de procesamiento de gas para asegurar que el modelo de proceso desarrollado es lo más acertado posible. Integrado por los consultores más solicitados de la Industria del gas y petróleo, la JMCC proporciona la primera selección en los servicios de consultoría para los clientes selectos. Para mayor información sobre los servicios ofrecidos por la Campbell, visite nuestra dirección en la red al Campbell Consulting.
By: Dr. Mahmood Moshfeghian
Traducción al Español por: Dr. Frank E. Ashford
Reference:
- Bullin, K.A., Bullin, J.A., “Optimizing methanol usage for hydrate inhibition in a gas gathering system,” Presented at the 83rd Annual GPA Convention – March 15, 2004.
- Szymczak, S., Sanders, K., Pakulski, M., Higgins, T.; “Chemical Compromise: A Thermodynamic and Low-Dose Hydrate-Inhibitor Solution for Hydrate Control in the Gulf of Mexico,” SPE Projects, Facilities & Construction, (Dec 2006).
- Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 1, The Basic Principles, 8th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, (2002).
- Asadi Zeydabadi, B., Haghshenas, M., Roshani, S., and Moshfeghian, M., “Prevent system hydrate formation during sudden depressurization,” Hydrocarbon Processing, J., pp 83-91, April 2006.
- Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 2, The Equipment Module, 8th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, (2002).
- ProMax 3.1, Bryan Research and Engineering, Inc, Bryan, Texas, 2009.
Figura 4. Efecto de la temperatura del gas humedo y % de absorción del numero de platos teroricos en el % de absorción del MeOH en el contactor
Figura 5. Efecto de la temperatura del gas húmedo y especificación del contenido de agua en el % de absorción en el MeOH del Contactor.
No comments
Trackbacks
By submitting a comment you grant Campbell Tip of the Month – Spanish a perpetual license to reproduce your words and name/web site in attribution. Inappropriate and irrelevant comments will be removed at an admin’s discretion. Your email is used for verification purposes only, it will never be shared.