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MSc Nicolaacutes Santos Santos
Ingenieriacutea de gas
Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
Universidad Industrial de Santander
II Semestre del 2013
Carlos David Monroy ordontildeezJhon David Giraldo RodriacuteguezOscar Sebastiaacuten Caacuterdenas Duran
INHIBIDORES DE HIDRATOS
Ingenieriacutea de gas
1
1Hidratos de Gas Natural
2Contenido de agua
3Prediccioacuten de formacioacuten de hidratos
4Inhibicioacuten de Hidratos
41 Inhibidores Termodinaacutemicos
411 Calculo de cantidad de inhibidor
412 Sistema de regeneracioacuten de glicol
42 Inhibidores de Bajas Dosis
421 Inhibidores cineacuteticos
422 Inhibidores AntiAglomerantes
5 Conclusiones
6 Bibliografiacutea
AGENDA
2
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
GasPetroacuteleoAgua
Gas Saturado con vapor de
agua H2S CO2 Contaminantes
GasPetroacuteleoAgua Soacutelidos DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
INHIBICION DE HIDRATOS
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
3
COMPUESTOS DE INCLUSIOacuteN O CLATRATOS
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
Moleacuteculas de agua
Puentes de hidrogeno
Cavidades
Moleacutecula de gas(bajo peso molecular)
A ciertas condiciones de
presioacuten y temperatura
Estructura cristalinaestabilizada
RedFUENTE httpcondensedconceptsblogspotcom2011_02_01_archivehtml 4
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
Cavidad Z(Pequentildea)
Cavidad Y(Grande)
Estructura X
DOS TIPOS DE CAVIDADES
5
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1Hidratos de Gas Natural
2Contenido de agua
3Prediccioacuten de formacioacuten de hidratos
4Inhibicioacuten de Hidratos
41 Inhibidores Termodinaacutemicos
411 Calculo de cantidad de inhibidor
412 Sistema de regeneracioacuten de glicol
42 Inhibidores de Bajas Dosis
421 Inhibidores cineacuteticos
422 Inhibidores AntiAglomerantes
5 Conclusiones
6 Bibliografiacutea
AGENDA
2
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
GasPetroacuteleoAgua
Gas Saturado con vapor de
agua H2S CO2 Contaminantes
GasPetroacuteleoAgua Soacutelidos DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
INHIBICION DE HIDRATOS
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
3
COMPUESTOS DE INCLUSIOacuteN O CLATRATOS
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
Moleacuteculas de agua
Puentes de hidrogeno
Cavidades
Moleacutecula de gas(bajo peso molecular)
A ciertas condiciones de
presioacuten y temperatura
Estructura cristalinaestabilizada
RedFUENTE httpcondensedconceptsblogspotcom2011_02_01_archivehtml 4
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
Cavidad Z(Pequentildea)
Cavidad Y(Grande)
Estructura X
DOS TIPOS DE CAVIDADES
5
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
GasPetroacuteleoAgua
Gas Saturado con vapor de
agua H2S CO2 Contaminantes
GasPetroacuteleoAgua Soacutelidos DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
INHIBICION DE HIDRATOS
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
3
COMPUESTOS DE INCLUSIOacuteN O CLATRATOS
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
Moleacuteculas de agua
Puentes de hidrogeno
Cavidades
Moleacutecula de gas(bajo peso molecular)
A ciertas condiciones de
presioacuten y temperatura
Estructura cristalinaestabilizada
RedFUENTE httpcondensedconceptsblogspotcom2011_02_01_archivehtml 4
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
Cavidad Z(Pequentildea)
Cavidad Y(Grande)
Estructura X
DOS TIPOS DE CAVIDADES
5
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
COMPUESTOS DE INCLUSIOacuteN O CLATRATOS
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
Moleacuteculas de agua
Puentes de hidrogeno
Cavidades
Moleacutecula de gas(bajo peso molecular)
A ciertas condiciones de
presioacuten y temperatura
Estructura cristalinaestabilizada
RedFUENTE httpcondensedconceptsblogspotcom2011_02_01_archivehtml 4
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
Cavidad Z(Pequentildea)
Cavidad Y(Grande)
Estructura X
DOS TIPOS DE CAVIDADES
5
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
Cavidad Z(Pequentildea)
Cavidad Y(Grande)
Estructura X
DOS TIPOS DE CAVIDADES
5
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
51262
Estructura I
Moleacutecula de gas necesarias
Metano CH4
Etano C2H6
Dioacutexido de carbono CO2
Sulfuro de hidroacutegeno H2S
Moleacuteculas de gas maacutes
pequentildeas
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MENOS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
512
Numero de caras
Numero de caras
6
Cavidades de 12 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 51264
Estructura II
Moleacutecula de gas necesarias
Propano C3H8
Iso-butano i-C4H10
Normal-butano n-C4H10
Nitroacutegeno N2
Moleacuteculas de gas maacutes grandes
ESTRUCTURAS CRISTALINAS
MAS ESTABLES
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
7
Cavidades de 17 Adeg
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS
512 435663
Estructura H
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
51268
Dos cavidades pequentildeas
cavidades grande
8
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FORMACION DE HIDRATOS
FUENTE httpwwwjmcampbellcomtip-of-the-monthspanishpaged=4
Temperatura degF
Pre
sioacute
n p
sia
Puntos de rociacuteo-agua
Formacioacuten de hidratos
Puntos de burbuja
Puntos de burbuja Disminucioacuten de la temperatura
Aumento de la presioacuten
P Perdidas de calor
Grafica 1 Envolvente de fase curva de hidrato curva de rociacuteo del agua
FU
EN
TE
ht
tp
new
sgm
tfutu
res
com
st
op-v
s-m
ae-s
top
9
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS
La combinacioacuten adecuada de
presioacuten y temperatura
La presencia de
Bajas temperaturas
(entre 40 a 60degF) y altas presiones
Agua
Estado liacutequido
vapor
Hidrocarburos livianos
Gases capaces de formar
los hidratos
Otros gases
Altas velocidades
de gas
Agitacioacuten
Incrementa el aacuterea
interfacial entre el gas y el agua
Dependen de la composicioacuten del
gas Dependen del tamantildeo de la moleacutecula de gas (menor
a 17 Adeg)
Dependen de la parte operacional de las liacuteneas de
flujo10
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS
Lugares de Nucleacioacuten
Nacimiento del nuacutecleo
Crecimiento del nuacutecleo
Tamantildeo critico del cristal
Transicioacuten de fases
Punto fiacutesico
FUENTE Tesis Prevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductos
httpwwwannualreviewsorgna101homeliteratumpublisherarjournalscontentchembioeng2011chembioeng20112issue-1annurev-chembioeng-061010-114152productionimagesmediumch20237f1gif
Lugares propicios
Imperfeccioacuten en la tuberiacutea
Un punto soldado
Accesorio de la tuberiacutea
Sedimento
Costras de corrosioacuten
Polvo
Arena
11
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 HIDRATOS DE GAS NATURAL
FUENTE httpwwwut-2comdictionaryaspcode=ampletter=H
PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS
Taponamiento de las liacuteneas de
flujo vaacutelvulas e instrumentacioacuten
Reduce la capacidad de la liacutenea
P P
Aumento de la presioacuten
Disminucioacuten de la presioacuten
FUENTE httpwwwmodelofacturanetgasto-deduciblehtml
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Taponamientos en las tuberiacuteas poliductos y equipos debido a
la formacioacuten de hidratos
Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la liacutenea
Corrosioacuten en los equipos y tuberiacuteas cuando hay presencia de compuestos sulfuacutericos yo
dioacutexido de carbono
Ingenieriacutea del Gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
13
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
El contenido de agua en el gas natural depende de
14
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
La presioacuten Temperatura
Composicioacuten del gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
MEacuteTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
bull Relaciones de presioacuten parcial
bull Graacuteficas empiacutericas de contenido de agua versus presioacuten y temperatura
bull Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidroacutegeno dioacutexido de carbono y nitroacutegeno
bull Ecuaciones de estado PVT
15
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ingenieriacutea del Gas
GRAacuteFICAS EMPIacuteRICAS
MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
Alta precisioacuten para gases con composicioacuten de H2S y CO2 lt 5 molar
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada Figura 20-5de GPSA
16
Lb de aguaMM scf gas a 60 degF y 147 psi
Temperatura degF
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
EJEMPLO MEacuteTODO DE MCKETTA Y WEHE
17
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia
a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Iblbmol b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
18
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Meacutetodo de McKetta y
Wehe
a) Ejemplo Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 degF y 1000 psia con un PM de 26 lblbmol
A 150 degF y 1000 psia
W = 220 Ib de agua MMscf
19
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ejemplo Meacutetodo
de McKetta y Wehe
20Cg= 098
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
21
Respuesta a) W = 098220 = 2156 lb de agua MM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ejemplo Meacutetodo de
McKetta y Wehe
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Cs= 09322
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ejemplo Meacutetodo de McKetta y Wehe
23
b) Si el gas estaacute en equilibrio con una salmuera al 3
Rta 220093 = 2046 lb agua MM scf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CORRELACIOacuteN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
W = yHCWHC + yCO2WCO2 + yH2SWH2S
24
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEZCLAS GASEOSAS ltContenido de gas aacutecido 40
Promedio ponderado de la fraccioacuten molar de los tres componentes
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-5 GPSA
25
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ingenieriacutea del Gas
26Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-10 GPSA
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR H2S
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS POR CO2
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
27
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
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om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
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de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
27
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
28
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
29
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES
AacuteCIDOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition Fig 20-11 GPSA
30
A 160 degF y 2000 psia
WCO2 = 240 lb aguaMMscf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
A partir de la correlacioacuten determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa
(80 CH4 20 CO2)
W = yHCWHC + yCO2WCO2 +yH2SWH2S
W= (08)(165)+(02)(240)= 180 lb aguaMM scf
31
Wexperimental= 172 lb aguaMMscf
E = 465
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
32
bull Se asume que el CO2 contribuye con el 75 del agua en la mezcla gaseosa sobre una base molar de H2S
bull Meacutetodo simple para el caacutelculo de contenido de agua en gas aacutecido hasta con un 55 de H2S equivalente
bull El meacutetodo aplica hasta 393 degF y 14500 psia
Condiciones de aplicacioacuten
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 75 la cantidad de agua a la mezcla de gas
P lt 10 000 psia
Contenido de agua en gases aacutecidos (2000 psia)
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120787lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
MEacuteTODO 2
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
CO2 se convierte a ldquoequivalenterdquo de la concentracioacuten de H2S
CO2 contribuye 70 la cantidad de agua a la mezcla de gas
Contenido de agua en gases aacutecidos
119936 119919120784119930(119953119956119942119958119941119952 )=(120782 120789120782lowast 119962119914119926 120784 )+119962119919120784119930
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
35
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Gas Contenido de agua
DESARENADOR
SE
PA
RA
DO
R
FU
EN
TE
ht
tp
achj
ijbl
ogsp
otc
om2
013
03
cabe
zal-d
el-p
ozo-
arbo
lito-
de-
navi
dad
htm
l
Liacutequidos
Ejemplo Determinar el contenido de agua de una mezcla de 80 CH420 CO2 160 degF y 2000 psia El valor experimental para el contenido de agua fue 172 lbMMscf
EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS
35
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
CONTENIDO DE AGUA EN GASES AacuteCIDOS Meacutetodo Wichert amp Wichert
36
A 160 degF y 2000 psia WHC = 165 lb aguaMMscf de gas
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
MEacuteTODO 1
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004)
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 07502= 15
049WH2O= 049 (bblH2OMMscf)
W = 049bblMMSCF350lbbbl= 1915 lb aguaMM scf
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
38
Relacioacuten cont agua = 116 (H2O en gas aacutecido H2O en gas dulce)
W = 116165=1914 lb aguaMM scf
2 CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS
Calcular el H2S equivalente
H2S(equiv) = 0702= 14 116
MEacuteTODO 2
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Prediccioacuten de la formacioacuten de Hidratos para
diferentes gases
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 18 39
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
1 A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECIacuteFICA
Curvas de Presioacuten y Temperatura
para la formacioacuten de Hidratos
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 19
40
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Ejemplo Encontrar la presioacuten de formacioacuten de hidrato para el siguiente gas a 50 degF
Componente Fraccioacuten mol PM
C1 0784 16043
C2 006 3007
C3 0036 44097
iC4 0005 58124
nC4 019 58124
N2 0094 28013
CO2 0002 4401
Total 1000
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration 41
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Componente Fraccioacuten mol PM LbLbmol
C1 0784 16043 1258
C2 006 3007 18
C3 0036 44097 159
iC4 0005 58124 029
nC4 019 58124 11
N2 0094 28013 263
CO2 0002 4401 029
Total 1000 2008
GE(mezcla) = PM(mezcla)PM(aire) = 200828964 = 0693
PM (Mezcla)
42
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la presioacuten de la mezcla en la figura 20 ndash 19
con el dato de GE de la mezcla y 50 degF
320 Psia
43
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO
INDUCIR LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 20
Expansioacuten permisible a una GE=06 para evitar la
formacioacuten de hidratos
44
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
2 EXPANSIOacuteN MAacuteXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA
FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 21
Expansioacuten permisible a una GE=07 para evitar la
formacioacuten de hidratos
45
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA
EXPANSIOacuteN DE LA CORRIENTE
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploDeterminar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con GE=07 y una expansioacuten de 1500 a 500 psia
47
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Mediante la figura 20 ndash 21 para GE = 07
y conociendo los valores de presioacuten inicial y final
determinamos la temperatura
112 degF
48
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
3 BASADO EN LA COMPOSICIOacuteN DE LOS GASES DULCES
Doacutende
= Fraccioacuten molar del componente en los soacutelidos en base agua libre = Fraccioacuten molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua libre = Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de hidrocarburo
31 Meacutetodo de Kats
49
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 23
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para metano
50
Constante Vapor-Solido
Se define como la distribucioacuten
de un componente
entre el hidrato y el gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido para etano
51
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio vapor-soacutelido
para propano
52
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 25
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano
53
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 26
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 24
PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio soacutelido-vapor para n-Butano
Para contenidos de n-Butano 1lt y 6gt el Valor de Kvs es infinito al igual que para el Nitroacutegeno
54
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Figura Constantes de equilibrio solido-vapor para dioacutexido de carbono
55
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 28
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
EjemploCalcular la presioacuten de formacioacuten de hidrato a 50 degF para el siguiente gas
COMPONENTE FRACCIOacuteN MOLAR EN GAS
metano 0784etano 006propano 0036isobutano 0005n-butano 0019nitroacutegeno 0094dioacutexido de carbono 0002total 1
56
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
204
175
57
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
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ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
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lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
0046
0027
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
58
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
componentefraccioacuten molar en
gas
A 300 psia A 400 psia
Kvs YKvs Kvs YKvsmetano 0784 204 0384 175 0448etano 006 079 0076 05 012propano 0036 0113 0319 0072 05isobutano 0005 0046 0109 0027 0185n-butano 0019 021 009 021 009nitroacutegeno 0094 - 0 - 0dioacutexido de carbono 0002 3 0001 19 0001total 1 0979 1344
Una interpolacioacuten lineal de YnKn=1 se encontroacute 3057 psia
59
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE
H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
60
Presioacuten
H2S
TemperaturaGravedad Especifica
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
4 PREDICCIOacuteN EN GASES CON ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2
Fuente Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 modificada figura 20 - 31
Meacutetodo De Baille amp Wichert
61
- +
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Ejemplo
Estime la temperatura de formacioacuten de los hidratos a 610 psia de un gas con la siguiente composicioacuten
Componentes Mol nitroacutegeno 030dioacutexido de carbono 666sulfuro de hidrogeno 418metano 8427etano 315propano 067isobutano 020n-butano 019n-pentano 040PM = 1975 GE = 0682
62
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
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enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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Ga
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roce
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rs S
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liers
Ass
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OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Calculamos la temperatura con el dato de presioacuten de 610 Psia la fraccioacuten molar de H2S y GE de la mezcla
635 degF63
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
3 PREDICCIOacuteN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIOacuteN DE HIDRATOS
Engineering Data Book GPSA Gas Processors Suppliers Association Volumes I amp II Twelfth Edition mdash FPS 2004 ndash Cap 20 ndash Dehydration
Realizamos el ajuste de temperatura por correccioacuten de
C3
- 27 degFT = 635 ndash 27 = 608 degF
64
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
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enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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Da
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ook
Ga
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roce
sso
rs S
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liers
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(2
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pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su
formacioacuten
PREVENCION
Deshidratacioacuten
Inhibicioacuten
Termodinaacutemicos
De baja dosisControl T
Control P
MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
4 INHIBIDORES DE HIDRATOS
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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Ga
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roce
sso
rs S
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liers
Ass
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(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
bull Monoetilenglicolbull Dietilenglicolbull trietilenglicolbull Metanol
Disminuir la temperatura de formacioacuten de hidratos
inyectado
para
bull Fondo de pozobull Arbol de navidadbull Manifold
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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sso
rs S
upp
liers
Ass
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Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
httprepositoriouiseducojspuibitstream1234567899322143025pdf
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
METANOL [ bull Incolorobull Inflamablebull Toxicobull PM 32 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 645 degCbull Punto de congelacioacuten -978 degCbull Punto de relampagueo 12degCbull Densidad a 25 degC 0790 bull Viscosidad a 25degC 052 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
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Ass
oc
Tu
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OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
ETILENGLICOL [
bull Incolorobull Inodorobull Ligeramente viscosobull PM 62 gmol
httpwwwhablandodecienciacomarticulos20120523pequeno-pero-maton-ojo-con-el-metanol
bull Punto de ebullicioacuten 1973degCbull Punto de congelacioacuten -133 degCbull Punto de relampagueo 115degCbull Densidad a 25 degC 1110 bull Viscosidad a 25degC 165 Cp
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
METANOL
134 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas menores a ndash 40 degF
Baja viscosidad
ETILENGLICOL
474 doacutelaresgaloacuten
Bajo peso molecular
Temperaturas mayores a -40degF
Baja solubilidad en la fase gaseosa
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
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roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
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lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Ventajas
Reduce la temperatura de formacioacuten de hidratos cambiando el potencial quiacutemico del agua
Existen modelos termodinaacutemicos para predecir el efecto de la inhibicioacuten desde la curva de hidratos
Algunos inhibidores inhiben tanto en la fase liquida como en fase vapor
Trabajan para cualquier sistema de hidrocarburos
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Desventajas
Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibicioacuten
Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos
Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos quiacutemicos usados en la produccioacuten y los materiales de fabricacioacuten de liacuteneas de flujo
El inhibidor puede causar precipitacioacuten de las sales en el agua producida
41 INHIBIDORES TERMODINAMICOS
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
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Da
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ook
Ga
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sso
rs S
upp
liers
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(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
bull 20 - 25 peso metanol
No debe usarseconcentraciones por encima bull 60 - 70 peso
glicoles
Ecuacioacuten de Hammerschmidt
d= Decremento de la temperatura de hidratos degFK= Constante de HammerschidtXinh= Concentracioacuten del inhibidor fraccioacuten en pesoMW= Peso molecular del inhibidor lbmlbmol
Fuente Surface Poduction Operation vol II
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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(2
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1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
httpswwwgooglecomcosearch kQ_AUoAQampbiw=1241ampbih=545q=metanolamptbm=ischampfacrc=_ampimgdii=_amp
Ecuacioacuten de
Nielsen ndash Bucklin
Concentraciones de metanol hasta 50
peso
El termino XH2O es en fraccioacuten mol y no en peso es necesario hacer la conversioacuten
XH2O = fraccioacuten molar del inhibidor
d = disminucioacuten de la T de formacioacuten de hidratos
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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ta B
ook
Ga
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rs S
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(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
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enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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(2
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
Balance de materia para
establecer la rata de flujo de
inhibidor requerido en fase agua Cantidad de inhibidor debe ser la
necesaria para estar en la fase vapor en equilibrio y la que se disuelve en HC liquido
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
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TE
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enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
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(2
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pa
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CAacuteLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Para el glicol las peacuterdidas por evaporacioacuten son muy pequentildeas y generalmente
se ignoran
Peacuterdidas de inhibidor por evaporacioacuten
Fuente ldquoGPSA (Gas Processors Suppliers Association)rdquo
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
Goo
gle
imag
enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
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ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
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Tu
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OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Peacuterdidas de inhibidor fase liquida
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
La solubilidad del metanol en HC nafteacutenicos es un poco menor que en parafinicos
La solubilidad del metanol en HC aromaacuteticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en parafinicos
La solubilidad del etilenglicol en fase liquida de HC es muy pequentildea
03 lbs1000gal de NGL
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
EN
TE
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FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
1 Determinar la Temperatura de
formacioacuten de Hidratos
2 Establecer Tdeg mas baja en el
Sistema
3 Establecer contenido de Agua
de entrada al sistema
4 Utilizar alguacuten meacutetodo anterior para Calcular la
cantidad de inhibidor
SECUENCIA DE CAacuteLCULO
411 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
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enes
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
100 MMscfd de gas natural sale de una plataforma
off-shore a condiciones de 100degF y 1200 psia El
gas llega a la costa continental a 40degF y 900 psia
La temperatura de formacioacuten de hidratos del gas es
65degF La produccioacuten de condesado es 10
BblMMscf El condensado tiene una gravedad de
50 API y un peso molecular de 140 Calcule la
cantidad de inhibidor requerido de 100 en peso
de metanol y 80 en peso de EG para prevenir la
formacioacuten de hidratos en la tuberiacutea de transporte
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
EJEMPLO
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
FU
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FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
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(2
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
FuenteGPSA
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
1 Calculo de la cantidad de agua condensada
bull Contenido de agua 100degF y 1200 psia
bull Contenido de agua 40degF y 900 psia
95
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
ente
GP
SA
Eng
inee
ring
Da
ta B
ook
Ga
s P
roce
sso
rs S
upp
liers
Ass
oc
Tu
lsa
OK
(2
004)
pa
g 2
0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
2) Calculo de la concentracioacuten requerida del inhibidor metanol
Con la ecuacioacuten de Hammerschmidt
Contenido de agua condensada = 100 MMscfd (53 - 95)
Contenido de agua condensada = 4350 lbd
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Con la ecuacioacuten de Nielsen-Bucklin
Fu
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(2
004)
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0-3
1
275
3) Calcule la masa por diacutea del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
4) Estimar las peacuterdidas de vaporizacioacuten
Fuente GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) pag 20-33
105
Peacuterdidas diarias
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
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bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
5) Estimar las peacuterdidas por la fase de hidrocarburo liacutequido
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
6) Se suman las peacuterdidas al resultado de la ecuacioacuten del paso 2
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
TOMADO DE httpwwwkockenenergiacomesproducts-servicesdehydrationindexhtml
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th EdRef 16
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
Q gas (MMscfd) 100
T1 (degF) 100
P1 (psia) 1200
T2 (degF) 40
P2 (psia) 900
Tf Hidrato (degF) 65
Produccion condensado (bblMMscf)
10
PM 140
1) Calcule la concentracioacuten requerida del inhibidor
Solucioacuten 80 en peso de Etilenglicol
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
2) Calcule la tasa de inyeccioacuten del inhibidor en la fase agua
411 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
FUNCIOacuteN
Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilizacioacuten en el sistema
El horno es una parte clave en el proceso
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El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
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421 INHIBIDORES CINETICOS
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
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Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
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Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
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La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
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El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
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Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
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bull Limitado por el sub-enfriamiento
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bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
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Hidrofoacutebico
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Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
412 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL
TOMADO DE Google imaacutegenes
PARAMETROS DEL PROCESO
El proceso consiste en un destilado por ende para evitar que las temperaturas del horno descompongan el glicol se tienen rangos de operacioacuten
Fuente Deshidratacion del gas natural ndash Marcias M Martinez
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
httpribibliotecaudoeduvebitstream1234567891551101-TESISIP009P65pdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
httpwwwcnequnammxcursos_diplomadoscursosanterioresmedio_superiordgapa_terematerial04_cosmetoarchivosEmulsiones-ENPpdf
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
Los inhibidores de baja dosis afectan la cineacutetica
Inhibidores cineacuteticos
Inhibidores antiaglomerantes
42 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
inhiben la formacioacuten de los pequentildeos
cristales Interactuando
Los espacios de crecimiento del hidrato
interfiriendo
Nucleacioacuten del cristal
Proceso de crecimiento inicial retrasando
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Poliacutemeros de bajo peso molecular
bull Dependen del tiempo de transito
bull Concentraciones menores a 1 en peso
bull Limitado por el sub-enfriamiento
bull alto corte de agua y GOR
bull Salinidad menor al 17
421 INHIBIDORES CINETICOS
Polivinilpirrolidona[]
bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
201201polivinilpirrolidonahtml
bull Polvo escamoso clarobull Soluble en aguabull Densidad 12 bull Peso molecular 25 gmol
421 INHIBIDORES CINETICOS
retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
Se introduce en la estructura del hidrato para evitar su crecimiento
Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
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Desventajas
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La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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421 INHIBIDORES CINETICOS
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
Hidrofiacutelico
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
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Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
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Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
retrasando
Hidrofoacutebico
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
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Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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bull Sub-enfriamiento entre 5 a 10 degFbull Bajo tiempo de residencia bull Presiones entre 150 y 2500 PSIbull No toxico httptecnologiadelosplasticosblogspotcom
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retrasando
bull Productos quiacutemicos tensoactivos
bull Evitan la aglomeracioacuten de los cristales
bull Se necesita una fase de hidrocarburo liquido
bull Corte de agua menor al 50
bull GOR lt 100000
bull Independiente de las condiciones termodinaacutemicas
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
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Hidrofoacutebico
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Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo evitando la aglomeracioacuten
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Ventajas
Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinaacutemicos
Bajas dosis de inhibidores normalmente menores al 1 en peso
Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyeccioacuten
Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinaacutemicos
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
Desventajas
Tienen restricciones por salinidad temperatura o corte de agua
Necesitan de condiciones especiales
Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
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Desventajas
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Todaviacutea son meacutetodos experimentales
422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
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3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
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422 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
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3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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Desventajas
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BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
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El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
La prevencioacuten de la formacioacuten de los hidratos de gas natural por medio de la inhibicioacuten es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad
El mejor paraacutemetro para la eleccioacuten de un inhibidor es la relacioacuten costo-beneficio
Los inhibidores de bajas dosis aunque todaviacutea son experimentales tienen mejores rendimientos a menores costos que los inhibidores termodinaacutemicos hacieacutendolos mas llamativos para su investigacioacuten y desarrollo
3 CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas
BIBLIOGRAFIA
1 PONCE V y ELIO M ldquoPrevencioacuten de la formacioacuten de hidratos de gas en gasoductosrdquo Caracas 2002 Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Central de Venezuela
2 BAHAMON Janeth y QUINTERO Jhonatan ldquoInhibidores de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formacioacuten de hidratos en sistemas de gas naturalrdquo Bucaramaga 2012 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingenieriacuteas Fiacutesico-Quiacutemicas Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleos
3 GPSA Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Assoc Tulsa OK (2004) Chapter 20
4 FONTEN Jhonny ldquoEvaluacioacuten de las correlaciones empiacutericas para predecir la formacioacuten de hidratos en el gas naturalrdquo Barcelona 2009 Trabajo de grado (Ingeniero de Petroacuteleos) Universidad del Oriente Nuacutecleo de Anzoaacutetegui Escuela de Ingenieriacutea y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingenieriacutea de Petroacuteleos Aacuterea de Gas