1

OPERATIONAL FEEDBACK FROM THE

NKOSSA DRIZO GAS DEHYDRATION

UNIT OFFSHORE CONGO

PAPER PRESENTED AT 61ST ANNUAL LAURANCE REID

GAS CONDITIONING CONFERENCE

Oklahoma, USA, 20th – 23rd February 2011

Bernard Chambon & Louis Penel

PROSERNAT

Paris, France

PROSERNAT

Mr Christian Streicher - Vice President Marketing Strategy

Tel. + 33.1.47.67.19.08 Fax. + 33.1.47.67.20.07

E-mail : cstreicher@prosernat.com

Van Khoi Vu & Thomas Brenas

TOTAL SA

Paris, France

1  

 

Title: Operational Feedback from the NKOSSA Drizo Gas Dehydration Unit Offshore Congo Abstract : For more  than  15  years  the N'KOSSA barge has been  in operation offshore Congo. Design of  the facility was  to  perform  deep NGL  recovery  from  the  associated  gas  by  a  turbo‐expander  process before using the treated gas for pressure support in the reservoir. A dehydration technology offering below ppm dry gas water content had to be selected upstream the expanders. 

 

Glycol  dehydration  with  DRIZO™  regeneration  was  selected  as  the most  cost  effective  and  Best Available Technology  thanks  to  the high glycol  regeneration  level provided by  the DRIZO™ solvent stripping, as well as the most adapted process for offshore installation and operation. 

 

From the start‐up of the unit until today, a successful partnership was established between Operator TOTAL  E&P  CONGO  and  Licensor  PROSERNAT  to  perform  long  term  follow‐up  of  the  unit's performances and tackle all upcoming issues. Several problems were overcome mainly due to a weak engineering design. However very good performances were always maintained while  lessons  learnt enabled to further sharpen the good reliability of the DRIZO™ process. 

 

This paper will develop all the above points and in particular give a detailed description of the unit’s evolution over the last 15 years. 

 

Author’s information:  

Van Khoi VU, Process expert consultant for TOTAL, Adress: Tour Coupole, 2 Place J. Millier, 92078, Paris La Défense 6 Cedex, France; Phone: 00 33 (1) 47 44 69 49 

 

Thomas BRENAS, Lead Process Engineer for TOTAL Development Engineering Division, Adress: Tour Coupole, 2 Place J. Millier, 92078, Paris La Défense 6 Cedex, France; Phone: 00 33 (1) 41 35 27 22 

 

Bernard CHAMBON, Gas dehydration expert, PROSERNAT, Adress: Tour Franklin, 100/101 Terrasse Boieldieu, 92042, Paris La Défense Cedex, France; Phone: 00 33 (1) 47 67 19 70 

 

Louis PENEL,  Senior Process  and Operation engineer, PROSERNAT, Adress: Tour  Franklin, 100/101 Terrasse Boieldieu, 92042, Paris La Défense Cedex, France; Phone: 00 33 (1) 47 67 19 82 

 

   

2  

Background 

The  NKP  concrete  barge  was  initially  designed  to  process  production  from  the  N’Kossa  field, situated about 60 km offshore Congo, at a depth of 170m. This field was discovered  in 1983 and put in production in June 1996. In its current development stage it consists of 39 production wells, 8 gas injection wells and 6 water injection wells, distributed between 2 well head platforms (NKF‐1 and NKF‐2). It is operated by TOTAL E&P Congo, with Chevron and Société Nationale des Pétroles Congolais as partners. 

Since start‐up it has had to adapt first to different production figures than anticipated, and then to the  integration  of  production  from  new  developments.  New  fields  have  over  the  years  been routed to the NKP barge for treatment, and it currently treats oil production from the Nsoko and Tchibeli fields and gas from Moho Bilondo field in addition to that from NKossa.  

 

   

Figure 1 : oil fields associated with the NKP barge 

 

Liquid production of the NKossa field is mainly based on cycling . In this method, reservoir pressure is maintained by substitution of the condensate reservoir gas (rich gas)  in the reservoir by  lean (poor gas). Lean or poor gas  is obtained from condensate reservoir gas coming from production wells, by natural  gas  liquid  extraction  (propane  +butane  +  condensate).  To  obtain  a  total  conservation  of reservoir pressure an extra gas from another gas source is added to the produced lean or poor gas. As of September 2009 production figures were: 

‐ Oil       :   50 000 bbl/day ‐ Reinjected gas    :  12.2 Msm3/day ‐ Propane    :    7 000 bbl/day ‐ Butane      :    4 000 bbl/day 

 

Treatment performed offshore  is very thorough, with extraction of NGL from the associated gas prior to its  reinjection and  fractionation of  the NGL  to  recover LPG, all performed on NKP.  In addition  to  these 

Tchibeli 

Nsoko 

NKossa Moho Bilondo 

Djeno 

3  

processes  the  barge  also  includes  all  the more  common  processes  of  gas/oil/water  separation, water injection and utilities, as well as living quarters. 

 

The concrete barge, 220 m  long and 46 m  large,  is divided  into 7 modules  in which the functions shown are distributed. 

 

 

Figure 2 : NKP barge modules repartition 

 

The main  processes  employed  on  NKP  can  be  seen  on  the  simplified  scheme  below,  where  the  oil separation and gas treatment stages can be clearly identified: 

 

M7 : Flare

M6 : DRIZOTM,

NGL extraction & fractionation

M5 : Oil treatment

M4 : Compression

M3 : Power generation

M2 : Water injection & Utilities

M1 : living quarters

4  

 

Figure 3 : General view of process units on NKP  

The main  objective  of  the  gas  treatment  is  to  recover  as much  LPG  as  possible.  For  this  purpose  a cryogenic process is installed, based on a turbo‐expander to reach a temperature as low as ‐60°C. In these conditions  the upstream  gas dehydration  is essential  to prevent  formation of hydrates  and  thus  allow good operation of the plant. The very low temperatures reached mean thorough dehydration is required down to a water dewpoint lower than the operating temperature of ‐60°C (< 1 ppmV).  Why a DRIZOTM ? ‐ General operating principles of the DRIZOTM Process 

Only two technologies can achieve this  level of drying: DRIZOTM glycol dehydration and Molecular Sieve. However  the  specifics  of  the  offshore  environment  made  installation  of  a  Molecular  Sieve  unit problematic: this process requires equipment having a large footprint and heavy weight, both unfavorable characteristics.  In  addition  Molecular  Sieves  have  a  significant  energy  consumption,  requiring  larger utilities units. 

The DRIZOTM unit on the other hand could be integrated to the barge in the form of a compact skid with limited  footprint  and weight,  and  has much  smaller  energy  consumption.  It was  therefore  the most adapted and cost effective process for the situation, and consequently selected by TOTAL. 

The DRIZOTM process was developed and patented by Dow Chemical in the early 70’s. The technology was bought by the Houston based OPC Engineering company in 1985, which was incorporated by PROSERNAT in 1998. The technology has been since licensed by PROSERNAT. 

The principle of DRIZOTM  is similar to that of a glycol with stripping gas. However, the stripping agent  is not natural gas (i.e mainly light ends such as methane) but a vapourized “solvent” which is in fact a C4 to C9 cut extracted from the wet gas by the glycol. 

This  has  two  important  favourable  impacts.  First  the  solvent  cut  has  an  improved  stripping  efficiency  compared  to  natural  gas  (“stripping  gas”)  as  it works  by  reduction  of H2O  partial  pressure  (similar  to stripping gas) but also by breaking the water‐TEG bonds thanks to the polarity of the aromatic molecules of  the  solvent.  Second,  the  solvent  is  largely  recovered  by  condensation  after  use  and  therefore dramatically reduces flaring and BTEX emissions. 

 

 

 

5  

The general principles of a DRIZOTM unit can be seen in Figure 4 below: 

 

  

Figure 4: General principles of DRIZOTM One can see the glycol  loop,  identical to that of a normal glycol unit with stripping gas, and the specific solvent  loop along which  the  solvent  is pumped, vapourized,  superheated, used as  stripping agent and finally condensed and separated from the produced water. The HP part where the gas dehydration takes place  is similar to that of any glycol unit, with  its Glycol Contactor, but thanks to deeper glycol purity  it allows to reach much lower dry gas specifications. 

 

NKossa process scheme 

The design of the NKP DRIZOTM can be summarized as follows:  

‐ 9.7 m3/h of lean glycol at 99.99+ %wt ‐ Dehydration of 13 MSm3/d  (460 MMSCFD) of water saturated gas at 35°C down to 1 ppmV 

 The actual NKossa PFD is shown hereunder: 

WATER, BTX, & HCABSORPTION

in GAS / GLYCOL CONTACTOR

WET GAS

DRY GAS

RICH GLYCOL + SOLVENT (BTX & HC )

LEANGLYCOLPurity:  99.99+ %wt

GLYCOL REGENERATION WITH DRIZOTM

WATER, BTX, & HCPARTIAL DESORPTION

in GLYCOL REBOILER and STILL COLUMN

WATERCOMPLETE DESORPTION 

BTX & HC ABSORPTION 

in STRIPPING COLUMN

WATER, BTX, & HCCONDENSATION

in CONDENSER

WATER, BTX, & HCSEPARATION

in WATER / HC SEPARATOR

BTX & HC VAPORISATION

in SOLVENT HEATER

TRACE WATER REMOVAL 

in  COALESCERDRIZOTM LOOP

GLYCOL LOOP

WATER

6  

 

Figure 5 : NKossa DRIZO PFD  

The HP section of the unit consists  in 4 shell & tube Water/Gas Coolers, an  inlet Scrubber  fitted with a wire mesh mist eliminator and finally the Glycol Contactor fitted with 250 m2/m3 structured packing. For regeneration, several important features of the DRIZO unit were included: 

‐ The Flash Drum overhead system (condenser EC‐608 and drum DS‐603) was designed to reduce solvent losses. The hot vapor from Flash Drum operated between 90 and 110°C are  cooled  down  to  35  °C  in  the  heat  exchanger  EC608  to  condense  the  heaviest hydrocarbons  (solvent)  and  to  recover  the  entrained  glycol.  The  non  condensable components and  lightest hydrocarbons are separated  in  the drum DS 603 and sent  to flare.   

‐ The liquid solvent is vapourized by heat exchange with the lean glycol from the Reboiler in exchanger EC‐605. 

‐ There is an integrated water cooled Reflux Condenser in the Still Column followed by the water/solvent condenser EC‐609, i.e reflux is not external. 

The DRIZOTM started operation when NKP was put online in 1996. PROSERNAT has since 1998 supported TOTAL in the follow‐up support of the unit. 

 

Good performance of NKossa DRIZOTM 

Performance has been good with dew‐points below 1 ppmV  from  the beginning, as assessed by day  to day operation and Performance Tests.  

7  

 

Figure 6: Nkossa DRIZOTM Dehydration performance 

 

However despite these good performances the unit has had to overcome several issues. Some were more directly  related  to  the HP  part  and  some more  to  the  regeneration  part,  in  some  cases  reducing  the dehydration performances. 

Issues addressed during NKossa operation 

Inlet gas temperature fluctuation 

Pressure  and overall  temperature  are  very  important parameters  for  the  correct operation of  a  glycol unit, as they impact both the water content of the feed gas and the equilibrium between dry gas and lean glycol (i.e. dry gas water dew point). The  lower the gas temperature the  lower the water content of the dry gas and the lower the dew point that can be reached with a given lean glycol purity. 

On NKP the pressure is stable but not so the temperature:  prior to its entry in the dehydration unit, the gas is cooled by a cooling water loop, which is in turn cooled by seawater. The gas temperature therefore indirectly depends on the seawater temperature. It has appeared that the temperature of the sea around NKP was  following  a  cycle of  variation over  the  year, more or  less  centered  around 19°C but with  an annual  very  short  and  very  sudden  rise  to  25/26°C  in  the middle  of  October.  The  amplitude  of  this increase creates much more unfavorable conditions for the dehydration unit. 

It has been envisaged  to upgrade  the gas coolers. Such a modification  turned out  to be difficult on  the barge because of the congested layout of the module 6. Indeed, the technical solution to upgrade EC 601 resulted in changing the entire heat exchanger with new corrugated tubes.  This offshore construction job would require the mobilization of a construction barge with a powerful crane  increasing the cost of the project.  It has has therefore not been implemented. Although less efficient, the cooling water system is to be revamped to maintain proper cooling of the gas during the hot seawater period.  

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

07/06/09 07/16/09 07/26/09 08/05/09 08/15/09 08/25/09 09/04/09

water con

tent (p

pmV)

8  

 Figure 7 : Annual variation of seawater temperature around N’Kossa 

 

Inlet Scrubber poor design 

The second problem on the HP section appeared following debottlenecking modifications. The operator quickly wished to go beyond the 13 MSm3/d for which the unit was designed. A progressive increase to 17 Msm3/d was studied, and one bottleneck identified was the Inlet Scrubber. This Scrubber has an Internal Diameter of 2660 mm as required for sizing with a K factor of   0.086 m/s (0.28 ft/s) for a wire mesh (as per good engineering practice). 

To allow for target flow of 17 Msm3/d without changing the vessel shell, a vane pack was installed which the supplier claimed could be sized using a K factor of 0.115 m/s (0.38 ft/s). The internals were therefore changed in 2005 for this vane pack. Soon afterwards a degradation of the performance of the dehydration was observed.  

This degradation could be traced to a  loss of the efficiency of the Contactor packing due to fouling: the operator conducted several chemical cleaning operations of the packing which all had an initial effect of recovering  a  better  performance  followed  by  a  gradual  degradation,  as  illustrated  by  the  following scheme: 

 

9  

 

Figure 8 : Performance loss caused by poor upstream scrubbing 

 

This implies that the new Scrubber internals were not performing correctly and liquid hydrocarbons could flow through  it, then creating a fouling  layer on the Contactor packing. This was  later corroborated by a CFD study, which also gave  insight  that at  least part of  the problem was  linked  to  the geometry of  the inlet piping  (consecutive elbows very close  to  the  inlet nozzle) and  inlet  impactor design. The  impactor actually promoted  reentrainment of  liquid  from  the  Scrubber bottom by diverting  the  gas  flow  to  the bottom of the vessel,  leading to high gas speeds  just above the  liquid surface, all the more so since the impactor was too close to the liquid surface. 

 

      

Figure 9 : reentrainment of liquid caused by Scrubber inlet device 

 

10  

Correct design of gas inlet impactors should not allow gas to flow downwards, and above all the impactor must be high enough above the liquid surface. 

The cleanings were becoming  less efficient over time. Moreover, as different chemicals were used over time to  try obtain better performance, undesirable side effects appeared such as  formation of  jelly  like deposits  in  the  Contactor  and  heat  exchangers, which  created  a  risk  of making matters worse when cleaning. It was therefore decided to change the packing altogether, using the opportunity to upgrade to state of the art high efficiency and high capacity structured packing (350 m2/m3). This new packing was installed in July 2007 and since then performances have been recovered and are stable. The root cause of the problem,  i.e. poor performance of  the  Inlet Scrubber,  is currently being  solved by  replacement  the internals. 

As will be seen later, in addition to severe degradation of absorption in the Contactor, this HC carry over also  led to operating problems  in the regeneration section. It  is therefore of paramount  importance, for glycol units in general, to prevent HC carry‐over into the Contactor. 

The  primary means  for  preventing  this  is  of  course  correct  selection  of  Scrubber  internals.  For  new developments,  it should be standard to use mesh pads. This technology provides the best performance when a  single device  is  installed  in  the vessel.  It also allows more versatility  for  later modifications as vessels dimensions are larger. 

For  revamps,  as was  the  case on NKP,  recommendation  is  to use  cyclone  systems or  liquid  coalescing cartridges, which offer  very  good performances.  If  cyclones  are  selected however,  great  care must be taken for proper draining of the liquids they collect. It is not uncommon to see operation jeopardized by reentrainment from poorly designed collection systems. If necessary, external draining can be considered if the height of the existing Scrubber does not allow another solution. 

 

Glycol filtration quality 

Regarding  the regeneration part of  the unit, several problems also had  to be overcome over  the years. Some were related with loosening of operator attention when the units were working well and operation becomes  routine. This causes  less attention  to be paid  to details which do not directly or  immediately affect performance, but can on the long run become really detrimental. 

One such problem  is the performance of glycol particle filtration. It appeared during a performance test carried out  in  September 2009  that  the  glycol  filters were  fitted with 75 µm  cartridges  instead of  the normal  10  µm  ones.  Because  the  cartridges  all  have  the  same  appearance  and  the  filtration  rating threshold  is  often  not  clearly  or  explicitly  indicated,  the  rating must  be  deduced  from  the  cartridge supplier code, this kind of error can easily occur. This is why close attention must be paid to details at all time. 

It is difficult to know if improper filtration had a significant detrimental effect on the unit, but it may have played a role in not preventing the pluggings that occurred in the Glycol/Glycol Heat Exchanger. 

 

Still Column outlet temperature 

Another such problem was the temperature control of the off gas from the Still Column. A water cooled Reflux Condenser  is  installed at the  top of the NKP Still Column  to provide water reflux and  limit glycol losses.  The  unit  had  been  designed  so  that  the  flow  of  cooling water was  controlled  continuously  to maintain  a  target  outlet  temperature.  Because  the  off  gas  outlet  temperature  can  be  considered indicative of the amount of glycol lost as vapour from the column: the lower the temperature, the lower the vapor pressure losses.  

But what  could  seem  on  paper  a  good  idea  proved  unadapted  to  site  operation:  indeed  if  the  outlet temperature  is an  indication of  the glycol  content of  the off gas,  it  is also  the  result of equilibrium at Reboiler pressure between the water and solvent vapours that go out and the liquid water condensed. At 

11  

the outlet of the Still Column, both pressure and composition are fixed independently of operator control: the pressure because it is set by the Flare and the composition because what goes out of the column can only be what goes in, independently of the Reflux Condenser duty. 

The outlet temperature is therefore fixed and does not depend on the amount of cooling duty. When this equilibrium  is reached, additional cooling water flowrate results only  in higher reflux not  in  lower outlet temperature. 

This made the temperature control  loop counterproductive: had the set point of the  loop been adapted for  the  initial  operating  conditions,  it would  have  had  to  be modified  regularly  according  to  Reboiler operating  conditions  (solvent  flowrate,  pressure)  to  stay  effective.  As  operators  did  not  have  an understanding  of  the  equilibrium  problems,  they  ended  up  considering  the  control  system  was  not effective  enough  and  opened  entirely  the  cooling water  control  valve  and  its  by‐pass.  This  generated increased reflux flowrate and in turn increased load in the Reboiler, which was detrimental when Reboiler power was reaching its limit. 

Recommendation for this problem is never to implement automatic control of the outlet temperature of the  Still  Column.  This  should  be  adjustable  manually  by  the  operator,  together  with  clear recommendations that  it  is not necessary to try  lower further this temperature when  increasing cooling has no more  impact. Nevertheless  a  temperature monitoring with high  alarm  shall be  installed  at  the outlet of the Still Column. Monitoring the Reboiler pressure in the Control Room should be performed, as pressure increase results in higher outlet temperature.  

Solvent/water separation 

Regarding  the  solvent  loop,  i.e purely DRIZO  related matters,  the NKP unit  allowed  an opportunity  to identify a specific DRIZO design issue. Initial performance of the unit was somewhat below expectations, with dry gas dew points of ‐55°C. This was traced down to abnormally high water content of the solvent in the DRIZO loop, which caused deteriorated stripping. 

That high water content was caused by insufficient separation between water and solvent in the Solvent Drum.  In DRIZO units up to that date, only decantation had been used as means to separate water and solvent. N’Kossa however was the first to be installed offshore on a floating support, and probably for this reason separation was diagnosed as insufficient on this unit due to negative effects of the barge motion on the separation. 

An  improvement  in the design of the solvent  loop was therefore  implemented by adding a  liquid/liquid coalescer on the loop to extract the remaining free water. This modification was carried out in 2002 and proved immediately very successful, with dew points falling to ‐60°C after subsequent start‐up. 

This design has since then been included in all the new DRIZO units, either offshore or onshore. 

 

Contamination of regeneration unit by liquid entrainments from Inlet Scrubber 

The inefficiency of liquid separation in the Gas Inlet Scrubber, also had negative effects on the operation of the regeneration unit. These were of two kinds: problems linked to liquid HC carry over and problems linked to liquid water carry over. 

The liquid HC entering the Contactor ended up for the most part in the rich glycol stream. The heavy tail is not boiled off in the Reboiler and stays in the Reboiler or is carried with the lean glycol. Some of it is then degraded by  the heat, creating  fouling deposits  that prevent correct operation of  the heat exchangers. Chemical cleanings proved necessary on NKP and in one occasion the glycol/glycol exchanger was entirely blocked.  

Formation of deposits was also promoted by  inadapted pH control operations: the pH of the rich glycol was maintained above 8, which allows naphthenes carried over from the gas to precipitate in the form of 

12  

naphthenates. The pH control injections were also too massive, creating basicity shocks, again promoting naphthenates. These injections should be regular and lightly dosed.  

Some  of  the  liquid HC  flow  forms  a  separate  phase with  the  lean  glycol  from  the  Reboiler  and  then separates by decantation in the Surge Drum. Regular manual skimming of the Surge Drum is required to prevent the HC layer in this vessel from becoming excessive. 

As for the liquid water, the main problem is that it carries salts with it. In NKP, chlorides were imported by this water, and also calcium sulfates. The chlorides generated severe corrosion of the Stripping Column 316L  packing,  eventually  leading  to  its  utter  destruction  and  unplanned  shutdown  of  the  unit.  This occurred in only 2 years time. 

The  calcium  sulfates were  prone  to  depositing  between  the  plates  of  the Water/Solvent  Condenser. Reduction of the flow area for the overhead product  led to repeated  increase of the Reboiler pressure, which  is  a  parameter  of  paramount  importance  for  the  quality  of  the  glycol  regeneration.  Several cleanings were  required  but  experience  shows  that  the  Reboiler  pressure  tends  not  to  be watchfully monitored by the Operator and sometimes the situation was really degraded before action was taken. 

The  speed  at  which  pressure  increase  was  observed  in  the  exchanger  after  cleaning  and  even  after replacement  for  a  new  exchanger  shows  the  plate  and  frame  technology  used  is  not  suitable  for  the service. The plates on these exchangers are too close and offer easy targets for deposits. Shell & Tubes exchangers should be considered for Still overhead condensers. 

 

Insufficient Reboiler power 

The final problem was the supply of sufficient power to the Glycol Reboiler for correct regeneration of the glycol. The duty of the NKP Reboiler  is supplied by three electrical bundles. Three bundles are  installed, each able to supply 50% of the original design duty (520 kW per bundle). This design allowed a margin on the duty available for operation and a spare bundle  in case one would fail entirely for whatever reason. This overall sound and careful design had however one weakness: as at any time one bundle of the three was supposed to be spare, the dedicated power control system of the Reboiler was designed to allow two and only two bundles to be operated at the same time. 

This was no problem while gas flowrate through the Contactor was within its original range, but when it was  progressively  increased  after  successive  debottleneckings  the  duty  required  from  the  Reboiler increased with it. The nominal duty of the Reboiler is 150% of the initial design duty when considering all three bundles  in operation,  so no problem was  identified during  the debottlenecking  studies. The  fact that the control system did not allow it was overlooked. 

Consequently when  the  gas  flowrate or  its  temperature were high  it became difficult  to maintain  the normal  operating  temperature  in  the  Reboiler.  This  being  the  primary  parameter  for  correct  glycol regeneration, performance was  lower  in these situations. To solve this problem the Operator did a self‐designed modification of the Reboiler power distribution wiring that did allow simultaneous operation of the three bundles, but that also disabled entirely the duty control. When this new “3 bundles operation” mode was enabled, all three delivered their maximum duty with no regard for Reboiler temperature. This created a sharp increase in glycol temperature every time it was turned on. 

This  meant  that  when  needed,  this  mode  was  activated  in  an  On‐Off  way,  manually  making  the temperature to oscillate around the target 204°C. It could therefore be used only as last resort and not for normal continuous and stable operation of the unit. 

13  

 Figure 10 : Inadequacy of existing Reboiler power control system 

 

 

This  can only be  solved by  careful modification of  the power  control  system  in  coordination with  the Manufacturer.  

For new units  this  feedback  shows  that  large design margins  shall be considered  for electrical heaters, either by considering a minimum 20% overdesign or by  installing 3 x 50% bundles with a control system allowing operation with all the installed power. 

 

 

Conclusion ‐ Overall results from 14 years of operation of the NKP DRIZO 

Overall what the 14 years of operation of the NKP DRIZO show is that despite some problems the unit is giving satisfactory performance.  It consistently delivered dry gas water dew points at or below 1 ppmV, corresponding to the ‐60°C needed at Turbo‐expander outlet pressure (27 barg). The Turbo‐expander has actually operated with an outlet temperature between ‐55°C and ‐60°C over the years without problems, 

Reboiler Temperature decrease caused by high gas flowrate 

Third bundle manually enabled ‐ no more temperature control 

Wet gas flowrate

Reboiler temperature 

14  

and without methanol  injection (except during the Glycol Contactor packing fouling problems).  It allows high LPG recoveries, adding value to NKossa field production. 

It should also be noted that the solvent balance of the unit  is pretty neutral: periods when solvent was produced  in  excess  by  the  unit  alternate with  periods where  some  limited make‐up  is  required,  this depending on  the process gas composition.  In any case, make‐up  is easy  to perform using condensates readily available on the site. An example of one observed solvent composition of NKP is given hereafter: 

 

 Figure 11 : NKossa solvent compostion 

 

The unit is also easy to operate, and very stable. In fact, operation has been so trouble free that Operators tended to give  it too  little attention and allowed some small problems to build up over time. The main issue  for day  to day operation and performance alike  is  the carry‐over of  liquid hydrocarbons and salty water  from  the  Inlet  Scrubber.  This  requires  the  frequent  skimming  of  the  Surge  Drum  that  hassle Operators, and more  importantly  it degrades dehydration performance, as from 2005 to 2007 when the packing was fouled and regular chemical cleanings were required. It must be noted that this problem is in no way specific to a DRIZOTM unit. 

The case of NKP shows that consistently low dew points can be achieved with DRIZOTM units, despite the negative effect of floating support motions. 

Main  components : C5 to C8

Carbon number 

%Weight