Determinando las Trazas de Metanol en el Proceso de Endulzamiento del LGN

Muchos aditivos pueden ser agregados al agua para deprimir tanto d la temperatura de congelamiento así como la de hidratación. Por varias razones prácticas, un inhibidor termodinámico tal como el metanol o uno de los glicoles es inyectado, usualmente el monoetilén glicol (MEG o EG). La pérdida por solubilidad del MEG en el gas es despreciable, y las mismas para la fase líquida del LGN es igual muy baja. Sin embargo, el metanol presenta pérdidas mas significativas, particularmente las de la fase gaseosa. El contenido de metanol en las fases de vapor mas líquido de los hidrocarburos depende de la temperatura, presión, y composición. Basado en la publicación GPA-Midstream RR 149 [1] el contenido del metanol en la fase de gas puede llagar hasta 0.075 %mol, y en la fase líquida hasta 0.6 %mol. Dependiendo de las pérdidas por solubilidad, la reposición química del metanol pueden ser altas y costosas tanto para los sistemas de un solo paso, así como para aquellos de recuperación del methanol.

 

La cantidad significativa de pérdidas a las fases de los hidrocarburos puede causar problemas para las refinerías, plantas de gas natural y el GNL ubicadas aguas abajo. En plantas de gas que propician la recuperación de propano, el metanol seguirá el producto de propano, y puede ser la causa para que éste salga fuera de sus especificaciones. El metanol también se ha visto causar problemas operativos prematuros en los lechos de las tamices moleculares. En las refinerías el metanol debe ser lavado del crudo/condensado, donde éste presenta un problema en el tratamiento del agua de despojo.   En las plantas petroquímicas el metanol igual es considerado un veneno para ciertos agentes catalíticos. El lector puede ahondar sobre los detalles adicionales en la referencia [2].

 

El Previo del Mes de Octubre 2010 (PDM) consideró la presencia del metanol en el conjunto de producción petróleo/agua/gas y determinó la cuantificación de las trazas de éste en el gas deshidratado con TEG [3]. El PDM de Julio 2016 consideró la presencia del metanol en el gas agrio de una unida de endulzamiento y determinó los niveles de las trazas de éste en el gas dulce, gas de despojo, y corriente de gas ácido. Ese previo concluyó el proceso de endulzamiento mediante la aplicación de la metildietanolamina (MDEA) remueve una cantidad importante del metanol del gas agrio de alimentación. Además, si el contenido del metanol en el gas agrio es elevado , el gas dulce aún podrá retener alto contenido de metanol, y podrá causar problemas operacionales en los procesos aguas abajo. Un proceso modificado de endulzamiento con purga de 100 % de la corriente de reflujo pude reducir el contenido de metanol entre un rango de 92 hasta 95 % [4].

 

De manera similar al PDM de Julio 2016 (previo del mes)m este previo considerará la presencia del metanol en una corriente de LGN agria y determinará la cantidad residual de éste en el LGN dulce, gas de despojo (flash gas) y gas ácido de un proceso de endulzamiento del gas.   Para lograr esta condición, el previo simula mediante la computadora [5,6] una unidad sencilla de endulzamiento con MDEA. El previo igual estudia el impacto del contenido agrio del metanol en el LGN, así como el caudal de reposición del condensado de reflujo sobre el contenido de metanol en el LGN dulce.

Para temperaturas del LGN agrio de 26.7 °C (80 °F) se estudian cinco condiciones de alimentación de metanol entre 50, 250, 500, 1000, y 1500 PPM en base molar (30, 149, 298, 596, 894 PPMw, base de peso). En cada caso el previo varía el reemplazo del caudal de agua fresca entre 0 hasta 100 % con incrementos de 20 %. Los resultados de la simulación son presentados en gráficos.

 

 

Caso en Estudio:

Con propósito de ilustración, este previo considera el endulzamiento de una corriente de un LGN aplicando el MDEA. La Tabla 1 presenta su composición, volumen estándar liquido, presión, y temperatura. Este previo aplica el paquete de simulación (software) ProMax [7] con el anexo de “Amine Sweetening – PR” para lograr todos los cómputos requeridos.

 

Tabla 1. Composición de la alimentación, gasto volumétrico y condiciones

Tabla 1. Composición de la alimentación, gasto volumétrico y condiciones

 

Este previo aplicó el mismo diagrama de flujo de proceso de la Figura 1 al que fue aplicado en el PDM de Julio. Una fracción importante del metanol entrando con el LGN agrio se despoja de la unidad dentro del LGN tratado, el gas de despojo, y gas ácido. Sin embargo, algo del metanol se atrapa y se acumula en el sistema logrando su concentración máxima en la corriente de reflujo del regenerador. Para lograr rebajar ésta concentración del metanol en el LGN tratado, una fracción de la corriente de reflujo es purgada mediante una corriente lateral de “Despojo de Agua “, remplazando esta con “Agua fresca.”

En la Figura 1, la corriente del “Despojo de Agua” remueve una fracción especificada del reflujo condensado (corriente 10A) y la corriente del “Agua Fresca” le agrega la misma cantidad de agua fresca al proceso (corriente 10B). Para ilustrar el efecto de este remplazo de agua en la rebaja del contenido de metanol del gas dulce, la fracción del agua condensada es variada entre 0 hasta 100 % con incremento de 20 % sobre base molar.

Figura 1. Esquemático para el remplazo de una porción de la corriente de reflujo con agua fresca

Figura 1. Esquemático para el remplazo de una porción de la corriente de reflujo con agua fresca

 

Las siguientes especificaciones/supuestos fueron considerados para el caso en studio:

 

Columna Contactora Liquido/Liquido

  1. Corriente agria del LGN saturada con agua
  2. Numero de etapas teoricas = 4
  3. Diferencial de Presión = 20 kPa (3 lpc)
  4. Temperatura de la Solución de Amina pobre = Temperatura corriente entrada LGN agria 26.7 (80 )

 

Columna Regeneradora

  1. Numero de etapas teóricas = 10 (excluyendo condensador y regenerador)
  2. Temperatura solución rica alimentación = 98.9 (210 )
  3. Presión solución rica alimentación = 414 kPa (60 lpcm)
  4. Temperatura Condensador = 48.9 (120 )
  5. Diferencial Presión = 28 kPa (4 lpc)
  6. Presión de Fondo = 110 kPag (16 lpcm)

 

Carga Térmica Rehervidor (Reboiler) = 132 kg de vapor/m3 de solución de amina sol (1.1 lbm/gallon) por el gasto de amina

  1. Diferencial presión Enfriador Amina Pobre = 35 kPa (5 lpc)
  2. Presión lateral rico = 35 kPa (5 lpc)
  3. Presión lateral pobre = 35 kPa (5 lpc)

 

Bomba

  1. Presión descarga = presión alimentación LGN agrio + 35 kPa (5 lpc)
  2. Eficiencia = 65 %

 

Concentración y Gasto Amina Pobre

  1. Concentración MDEA en la amina pobre más agua = 50 % por peso
  2. Caudal estandar circulación amina pobre = 11.36 Sm3/h (50 sgpm)

Este caudal resultó en una carga total para el gas ácido de ~0.003 and ~ 0.15 moles gases ácidos/moles de amine en las corrientes de aminas pobres y ricas, respectivamente. Las cargas correspondientes de H2S y CO2 sobre la amina pobre fueron de 0.0022 and 0.0008 moles gas ácido por mol amina, respectivamente.

 

Válvula de Expansión Solución Amina Rica

  1. Presión Tanque de Despojo = 448 kPag (65 lpcm)

 

 

Resultados y Discusión:

Basado en la descripción y especificaciones presentadas en la sesión previa, ProMx [7] es aplicado para realizar la simulación del proceso de tratamiento. En cada caso de corrida de simulación, se reportan los siguientes parámetros y propiedades:

 

Concentración del Metanol en:

  1. LGN dulce (PPMw)
  2. Gas de despojo del tanque de aminas (PPMV)
  3. Gas ácido del regenerador (PPMV)

 

Concentración del Metanol (% peso):

  1. Amina pobre
  2. Corriente Condensada de reflujo (corriente 10)
  3. Corriente de retorno de reflujo (corriente 11)

 

Concentración del H2S y CO2 en el LGN dulce:

Las concentraciones calculadas para el H2S and CO2 en el LGN dulce fueron poco alteradas por la concentración del metanol de reflujo. Fueron menor que 1.5 y 0.2 PPMV para el H2S and CO2 respectivamente. La presencia del metanol aumenta ligeramente el contenido del H2S dentro del LGN.

Para observar el impacto del gasto de circulación sobre el nivel del endulzamiento del LGN, fueron observados tres gastos del MDEA pobre de 5.68, 11.36, y 22.71 Sm3/h (25, 50, y 100 gpm). La variación del contenido del metanol en el LGN dulce como función del % molar de la corriente de reflujo purgada con agua fresca es presentada mediante las Figuras 2 al 4 para el LGN dulce , el gas de despojo , y corriente de gas ácido respectivamente.

 

La Figura 2 presenta la variación del contenido de metanol en en la corriente del LGN dulce como función del remplazo del gasto de reflujo con agua fresca para cinco contenidos de metanol (PPMpeso) en la alimentación agria del LGN. Nótese que el eje-y es logarítmico.

 

Figura 2. Contenido de metanol en el LG dulce vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones del metanol en el LGN agrio

Figura 2. Contenido de metanol en el LG dulce vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones del metanol en el LGN agrio

 

Figura 3. Contenido de metanol en el gas de despojo vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

Figura 3. Contenido de metanol en el gas de despojo vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

 

Figura 4. Contenido de metanol en el gas ácido vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

Figura 4. Contenido de metanol en el gas ácido vs reposición del caudal de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

 

La Figura 2 indica que mientras aumenta el porcentaje de la corriente de purga con agua fresca el contenido del metanol en la corriente del LGN dulce disminuye. La Figura 3 presenta una tendencia similar para el contenido del metanol en el gas de despojo. La Figura 4 presenta la variación de éste en el gas ácido como función del caudal de reposición de reflujo con agua fresca.

Para mostrar el impacto cuantitativo del gasto de la corriente pobre del MDEA, la reducción del contenido del metanol para varias corrientes fue calculada mediante las siguientes ecuaciones para cinco contenidos de metanol en el LGN agrio.

equation1

or

equation2

Las Figuras 2 al 4 más los resultados de los computes indican que el efecto del contenido del metanol en el LGN agrio sobre el porcentaje de reducción del mismo en las variadas corrientes es mínimo. Por ejemplo, la rebaja en el contenido de metanol del LGN dulce varió dentro de 1.5 % (e.i. 59.9% a 61.4% para los contenidos de metanol en el LGN agrio de 30 y 894 PPMp, respectivamente); de manera que la Tabla 2 presenta solo el porcentaje ponderado de reducción para los cinco contenidos de metanol agrio con el gasto del MDEA pobre. La Tabla 2 indica que mientras aumenta el gasto del MDEA pobre, mayor reducción se observa en las corrientes tratadas. Nótese que la reducción del contenido de metanol en el LGN dulce son las mismas que las reducciones en la corriente del la amina pobre. Esto es esperado por cuanto la amina pobre y LGN dulce se acercan a un equilibrio entre sí.

 

Tabla 2. Porcentaje ponderado de reducción en las diferentes Corrientes para tres gastos de MDEA pobre

Tabla 2. Porcentaje ponderado de reducción en las diferentes Corrientes para tres gastos de MDEA pobre

 

La variación del contenido de metanol como función del %molar de la corriente de reflujo remplazada con agua fresca es presentada en las Figuras 5 al 7 para la amina pobre, reflujo purgado, y corriente de reflujo remplazada, respectivamente. Estas figuras son para caudales del MDEA pobre de 11.36 Sm3/h (50 sgpm). Diagramas similares fueron generados para los otros dos caudales del MDEA pobre.

La Figura 5 indica que mientras el porcentaje de purga con agua fresca de la corriente de reflujo es aumentada, el contenido de metanol en la amina pobre disminuye. La Figura 6 presenta una tendencia similar para el contenido de metanol en la corriente de reflujo purgada. La Figura 7 presenta una tendencia distinta para el contenido de metanol en la corriente de reflujo retornada. Para una purga de 100%, la reducción del contenido de metanol es 100% para las cinco corrientes de metanol en el LGN agrio.

 

Figura 5. Contenido de metanol en la corriente de amina pobre vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

Figura 5. Contenido de metanol en la corriente de amina pobre vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

 

Figura 6. Contenido de metanol en la corriente de reflujo vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

Figura 6. Contenido de metanol en la corriente de reflujo vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

 

Figura 7. Contenido de metanol en la corriente de reflujo remplazada vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

Figura 7. Contenido de metanol en la corriente de reflujo remplazada vs el remplazo de la corriente de reflujo para cinco concentraciones de metanol en el LGN agrio

 

Las Figuras 8A y 8B presentan el perfil de concentración de metanol en las corrientes de líquido despojadas en las etapas de la columna regeneradora. Estos perfiles son para gastos del MDEA pobre de 11.36 Sm3/h (50 sgpm), 0 y 100 % purga del reflujo, y contenido del metanol en el LGN agrio de 30 and 894 PPMp. Estas figuras indican que la máxima concentración del metanol se ve en la corriente de reflujo con 0% de purga. Con 100 % de purga, ésta no contiene metanol. Perfiles similares se observaron para las dos corrientes de menor, y la de mayor caudal del MDEA pobre.

 

Figura 8A. Perfil del contenido de metanol para la corriente de líquido despojado por etapa del regenerador

Figura 8A. Perfil del contenido de metanol para la corriente de líquido despojado por etapa del regenerador

 

Figura 8B. Perfil del contenido de metanol para la corriente de líquido despojado por etapa del regenerador

Figura 8B. Perfil del contenido de metanol para la corriente de líquido despojado por etapa del regenerador

 

Conclusiones:

Basado en los resultados obtenidos para el caso en estudio, este PDM presenta las siguientes conclusiones:

  1. Similar al proceso de endulzamiento para un gas, el mismo para un LGN empleando el MDEA remueve una cantidad considerable del metanol de la corriente del LGN agrio. Además, si el contenido de metanol es alto en el LGN agrio, el dulce podrá retener alto contenido de metanol y causar inconvenientes operacionales en los procesos aguas abajo
  2. El mayor contenido de metanol debido al atrapamiento del mismo en el sistema se ve en la corriente 10 de reflujo condensado en la Figura 1. (véase igual la Figura 8).
  3. Provisiones para la purga del reflujo (Despojo de Agua) y su remplazo con “Agua Fresca” (Figura 1) puede mejorar la recuperación de metanol.
  4. El efecto del contenido de metanol en el LGN sobre el porcentaje de la reducción del mismo en las distintas corrientes es mínima.
  5. El proceso básico MDEA redujo el contenido del metanol en el LGN dulce (PPMV) por ~60%, ~75% and ~80% para un gasto del MDEA pobre de 5.68, 11.36, y 22.71 Sm3/h (25, 50, y 100 sgpm), respectivamente.
  6. El proceso modificado de MDEA con 100% de purga de la corriente de reflujo redujo el contenido de metanol en el LGN dulce (PPMV) por ~75%, ~90% y ~95% coincidente con los gastos del MDEA pobre de 5.68, 11.36, 22.71 Sm3/h (25, 50, and 100 sgpm), respectivamente.
  7. La corriente de reflujo purgada, la cual contiene el metanol debe ser dispuesta apropiadamente o tratada dentro de la planta.. El agua tratada puede ser reusada como agua fresca en el proceso de endulzamiento.
  8. En el caso de endulzamiento de un LGN, la amina residual en éste también puede de problemático. El LGN tratado usualmente pasa por una etapa de lavado de agua. Éste igual removería el MeOH en la corriente del LGN tratado. El agua del lavado pudiese ser empleado como agua de reposición en el lazo de purga de regeneración. Éste lavado de agua del LGN podría tener impacto mayor en la calidad del LGN, pero solo menor sobre el gas de despojo y el gas ácido.

 

El metanol es tanto un Contaminante del Aire (CDA – HAP), así como Compuesto Volátil Orgánico (CVO – VOC). Es regulado por la unidad US EPA bajo la Normativa de Aire Puro “Clean Air Act”. Los operadores deben asegurarse que su disposición es segura cuando es purgado. Sin embargo, deben igual considerar su despojo a la atmosfera. Esto indica que de no presentarse azufre, el gas ácido no podría ventearse sin exceder los umbrales del HAP/VOC. Debe ser enviado a un sistema de control, y aun en este, dependiendo del tamaño de la planta, el operador podría aun impactarse con los umbrales limites.

 

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizar las instancias de problemas operacionales, le sugerimos su asistencia a nuestras sesiones técnicas designadas G6 (Gas Treating and Sulfur Recovery), G4 (Gas Conditioning and Processing), G5 (Advanced Applications in Gas Processing), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities) courses.

PetroSkills / Campbell ofrece su experiencia en consultoría sobre este tema y mucho adicionales. Para mayor información sobre estos servicios, le invitamos su visita a nuestra dirección en la red al http://petroskills.com/consulting, o nos envían correo electrónico al consulting@PetroSkills.com.

 

By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

 

 

References:

  1. Gas Processors Association, “GPA RR-149: Vapor-Liquid and Vapor-Liquid-Liquid Methanol or Ethylene Glycol Solutions,” 1995. Equilibrium for H2S, CO2, Selected Light Hydrocarbons and a Gas Condensate in Aqueous
  2. O’Brien, D., Mejorada, J., Addington, L., “Adjusting Gas Treatment Strategies to Resolve Methanol Issues,” Proceedings of Lawrence Reid Gas Conditioning Conference, Norman, Oklahoma, 2016.
  3. Moshfeghian, M., October 2010 tip of the month, PetroSkills | John M. Campbell, 2010.
  4. Moshfeghian, M., July 2016 tip of the month, PetroSkills | John M. Campbell, 2016.
  5. Maddox, R.N., and Morgan, D.J., Gas Conditioning and Processing, Volume 4: Gas treating and sulfur Recovery, Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 1998.
  6. Campbell, J.M., Gas Conditioning and Processing, Volume 2: The Equipment Modules, 9th Edition, 1st Printing, Editors Hubbard, R. and Snow –McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 2014.
  7. ProMax 4.0, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2016.

No comments yet. You should be kind and add one!

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.