Solubilidad de los Gases Agrios en Soluciones de TEG

En el servicio de deshidratación, el trietilén glicol (TEG) absorbe cantidades limitadas de los BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno, y xileno) y los gases agrios tales como el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno (sulfhídrico) (H2S) del gas. Los niveles pronosticados de absorción pueden llegar hasta unos 10 PCS/galón (75 MCS/m3) de la solución de TEG y depende de la temperatura, presión, concentración del gas agrio en la fase de vapor, mas la concentración del TEG. La Figura 18.16 en la referencia [1] indica la solubilidad del H2S en el TEG a varias presiones parciales del H2S. Esto representa la absorción verídica que ocurre en el absorbedor y corresponde a la información típica de una planta. La Figura 18.17 también en la referencia [1] indica la solubilidad del CO2 en una solución de 96.5 porcentaje de peso de TEG. La absorción del gas agio aumenta con la pureza del TEG. La solución de estos gases agrios en la solución reduce su pH, y fomenta la corrosión. Adicionalmente, uno de los problemas en el manejo del H2S que se despoja del regenerador. Este es un problema si es venteado (olor ofensivo, y tóxico (venenoso)), y puede ser una fuente significativa del las emisiones del CO2 si es quemado.

En el previo el mes (PDM) de Junio 2011, hemos presentado diagramas para la predicción rapida de la absorción de los BTEX en los sistemas de deshidratación por glicol, aplicando data experimental de equilibrio vapor-líquido. El objetivo de este PDM es de reproducir diagramas similares que abarcan un amplio rango de condiciones operacionales. Primero demostramos la certeza de un reciente modelo propuesto por Mamrosh, et. al. [2] valorando los datos experimentales de la Asociación de Procesadores de Gas, para luego reproducir una porción de sus diagramas recomendados para la rápida y aproximada estimación de la absorción de los gases agrio en las soluciones del TEG.

Modelo de Solubilidad Mamrosh-Fisher-Matthews:

Recientemente, Mamrosh, et. al. [2] presentó la siguiente correlación basada en data experimental para estimar la solubilidad del CO2, y el H2S en la solución TEG.

Los valores de A,B,C,D y el parámetro E se presentan en la Tabla 1. Para los detalles del procedimiento de cómputos, y ejemplos del mismo refiérase a la referencia [2]

Tabla 1. Parámetros para el modelo Mamrosh, et. al. [2]

Certeza del modelo de solubilidad de Mamrosh-Fisher-Matthews
La certeza del modelo Mamrosh , et. al. [2] fue evaluado contra data experimental del Informe de los trabajos de la Asociación de Procesadores de Gas RR 183 [3], y RR 189 [4] para la solubilidad del CO2, y H2S en las soluciones de TEG, respectivamente. El resumen de de nuestras evaluaciones se presentan en la Tabla 2.

Tabla 2. Resumen del análisis de error para el modelo Mamrosh , et. al.

Debe notarse que para estos tres casos de data experimental para el H2S en la solución TEG/H2O, los porcentajes absolutos de desviación fueron anormalmente altos (12, 260, y 319 %); de manera que éstos fueron eliminados de nuestro análisis. Considerando el análisis de error mostrado en la Tabla 2, el modelo propuesto por Mamrosh, et. al. [2] refleja buenos resultados de certeza para la estimación de la solubilidad de los gases agrio en la solución TEG/H2O. Toda la data experimental reportada en los GPA RR 183, y RR 189 fueron tomados en estado de equilibrio. El modelo propuesto no contempla la tasa a la cual los procesos logran el equilibrio.

Las Figuras 1, y 2 presentan una comparación gráfica de las solubilidades del CO2, H2S (fracción molar del gas agrio en la fase líquida) con la data experimental del GPA RR 183,y el GPA RR 189 para el CO2 y H2S, respectivamente.

Figura 1. Certeza del modelo propuesto por Mamrosh et. al. [2] para el estimado de la solubilidad del CO2 en el TEG versus la data experimental del GPA RR 183 [3]

Figura 2. Certeza del modelo propuesto por Mamrosh et. at. Para el estimado de para solubilidad del H2S en la solución TEG versus la data experimental del GPA RR 189 [4]

En las Figuras 3 al 8 hemos reproducido la solubilidad del CO2 y H2S (sobre una base de PS/galón de la solución TEG , o MCS/m3 de solución de TEG) correspondientes a las presiones de 1000 y 500 lpca (6807 y 3448 kPa), representando la presión del contactor, y 50 lpca (345kPa) presión del separador de alivio en una unidad típica de deshidratación con TEG. En cada uno de estos diagramas la solubilidad es representada como función de la temperatura, %molar del gas ácido en la fase gaseosa, y el %peso del TEG en solución basado en el modelo propuesto por Mamrosh et al. [2]. Estas figures son reproducidas en sistemas de unidades de camp, o de Ingeniería (fps –pls), y SI (Internacional). Las Figuras A1 al A6 en el Apéndice A representan la solubilidad en gases ácidos en términos de fracción molar en vez de base de volumen.

Conclusiones
Hemos efectuado una evaluación independiente del modelo recientemente desarrollado por Mamrosh et. al . [2] para aproximar la absorción del gas agrio en una solución de TEG mientras se deshidrata un gas. Nuestra evaluación fue basada en data experimental medida y reportada en el GPA RR 183 [3], y GPA RR 189 [4]. Toda data experimental presentada en los GPA RR 183 [3], y GPA RR 189 [4] fue medida a condiciones de equilibrio. No se consideró en el modelo propuesto la tasa a la cual el proceso tiende al equilibrio.

El análisis de las Figuras 1, y 2 , y la Tabla 2 indica que aun cuando el modelo   Mamrosh , et. al. es sencillo y directo en su aplicación, es relativamente certero para los propósitos de aproximaciones. Igual se extiende sobre un rango amplio de condiciones de operatividad. Basado en ese modelo hemos reproducido las Figuras 3 al 8  en unidades de campo (fps – pls), asi como las Internacionales SI, las cuales pueden aplicarse para estimar la absorción del CO2, y el H2S en soluciones de TEG mientras el gas presenta deshidratación. El análisis de la Figuras 3 al 8 también indica, que, para las mismas condiciones, la solubilidad del H26 es casi 5 veces mayor que la del CO2.  Además, podemos concluir que la absorción de los gases agrio se ve incrementado mientras:

• Aumenta la presión
• Disminuye la temperatura
• Aumenta la concentración del gas agrio en la fase de vapor
• Aumenta la concentración del TEG en la fase líquida
• Aumenta la tasa de circulación del TEG

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizer los problemas operacionales, sugermios su asistencia a nuestras sesiónes  G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), P81 (CO2 Surface Facilities), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities).

La Consultoría John M. Campbell (JMCC) está en capacidad de  proveer sus pericias termodinámicas para los proyectos de procesamiento así asegurando que el modelo de procesos desarrollado sea el más preciso posible. Para mayor información sobre los servicios ofertados por la JMCC, les invitamos visitar nuestra dirección en la red:  www.jmcampbellconsulting.com.

By: Dr. Mahmood Moshfeghian
Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

Figura 3 (fps). Solubilidad estimada del CO2 en soluciones de TEG a 1000 lpca como función de temperatura, %mol CO2 en la fase de vapor, y % de peso del agua

Figura 3 (SI). Solubilidad estimada del CO2 en soluciones de TEG a 6897 kPa como función de temperatura, % mol CO2 en la fase de vapor, y % de peso del agua

Figura 4 (fps). Solubilidad estimada del H2S en solución TEG a 1000 lpca como función de temperatura, mol% del H2S en la fase de vapor , y % de peso del agua

Figura 4 (SI). Solubilidad estimada del H2S en solución TEG a 6897 kPa como función de temperatura, mol% del H2S en la fase de vapor , y % de peso del agua

Figura 5 (fps). Solubilidad estimada para el CO2 en solución de TEG a 500 lpca como function de temperature, mol % CO2 en la fase de vapor y % de peso del agua

Figura 5 (SI). Solubilidad estimada para el CO2 en solución de TEG a 3448 kPa como function de temperature, mol % CO2 en la fase de vapor y % de peso del agua

Figura 6 (fps). Solubilidad estimada para el H2S en solución TEG a 500 lpca como función de temperatura, mol% de H2S en fase de vapor,  % de peso del agua

Figura 6 (SI). Solubilidad estimada para el H2S en solución TEG a 3448 kPa como función de temperatura, mol% de H2S en fase de vapor,  % de peso del agua

Figura 7 (fps). Solubilidad estimada para el CO2 en solución TEG a 50 lpca como función de temperatura, mol% de CO2 en fase de vapor,  % de peso del agua

Figura 7 (SI). Solubilidad estimada para el CO2 en solución TEG a 345 kPa como función de temperatura, mol% de CO2 en fase de vapor,  % de peso del agua

Figura 8 (fps). Solubilidad estimada para el H2S en solución TEG a 50 lpca como función de temperatura, mol% de H2S en fase de vapor,  % de peso del agua

Figura 6 (SI). Solubilidad estimada para el H2S en solución TEG a 345 kPa como función de temperatura, mol% de H2S en fase de vapor,  % de peso del agua
Reference:

• Campbell, J. M. “Gas conditioning and processing, Volume 2: The Equipment Modules,” John M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, USA, 2001.
• Mamrosh, D., Fisher, K. and J. Matthews, “Preparing solubility data for use by the gas processing industry: Updating Key Resources,” Presented at 91st Gas Processors Association National Convention, New Orleans, Louisiana, USA, April 15-18, 2012.
• Davis, P.M., et al.; “The Impact of Sulfur Species on Glycol Dehydration – A Study of the Solubility of Certain Gases and Gas Mixtures in Glycol Solutions at Elevated Pressures and Temperatures, Revised RR Draft for Phase I: CO2/CH4/EG/TEG;” GPA Research Report, RR-183; Gas Processors Association., Tulsa Oklahoma, USA, 2002.
• Marriott, R.A., et al.; “The impact of Sulfur Species on Glycol Dehydration – A Study of the Solubility of Certain Gases and Gas Mixtures in Glycol Solutions at Elevated Pressures and Temperatures, VLE Data for the H2S/CH4/EG/H2O System and the H2S/CH4/TEG/H2O System,” GPA Research Report, RR-189; Gas Processors Association., Tulsa Oklahoma, USA, 2005.