Inhibicion de Hidratos Final

 

INHIBIDORES DE HIDRATOS Carlos David Monroy ordoñez Jhon David Giraldo Rodríguez Oscar Sebastián Cárdenas Duran

Ingeniería de gas M.Sc. Nicolás Santos Santos Ingeniería de gas Escuela de Ingeniería de Petróleos. Universidad Industrial de Santander. II Semestre del 2013.

1

 

AGENDA

1.Hidratos de Gas Natural 2.Contenido de agua

3.Predicción de formación de hidratos 4.Inhibición de Hidratos 4.1 Inhibidores Termodinámicos Termodinámicos 4.1.1 Calculo de cantidad de inhibidor 4.1.2 Sistema de regeneración de glicol 4.2 Inhibidores de Bajas Dosis 4.2.1 Inhibidores cinéticos 4.2.2 Inhibidores AntiAglomerantes AntiAglomerantes 5. Conclusiones 6. Bibliografía

2

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL

   0      /    3   e    1   d    0     o    2   i    t    /    l   m  o   o   b   r   c  .   a    t   o     o   s   p   z   o   g   p     o   l    l   e   l    b  .   m    j    d    i   -    t   :    j    l  .   a   h    E   h   z   d    T   c   a   e   a    /    b   d    N   /    i    E  :   p   a   c   v    U   t   a    t    /    F   h   3   n

Gas Petróleo Agua Gas Petróleo Agua Sólidos

Gas: Saturado con vapor de agua, H2S, CO2 Contaminantes    R    O    D    A    R    A    P    E    S

INHIBICION HIDRATOSDE

DESARENADOR

Líquidos

3

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

 COMPUESTOS DE INCLUSIÓN O CLATRATOS

A ciertas condiciones de presión y temperatura

Moléculas de agua

Puentes de hidrogeno

Estructura cristalina estabilizada Cavidades Molécula de gas (bajo peso molecular)

FUENTE: http://condensedconcepts.blogspot.com/2011_02_01_archive.html

Red

4

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS

Estructura X Cavidad Z (Pequeña)

Cavidad Y (Grande)

DOS TIPOS DE CAVIDADES 5

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS

Estructura I

512 

51262 

FUENTE: Tesis: Prevención de la formación de hidratos de gas en gasoductos.

Numero de caras

Molécula decaras gas necesarias Numero de Metano CH4 Etano C2H6 Dióxido de carbono CO2 Sulfuro de hidrógeno H2S

Moléculas de gas más pequeñas

Cavidades de 12 A°

ESTRUCTURAS CRISTALINAS MENOS ESTABLES

6

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS

Estructura II

512 

51264 

FUENTE: Tesis: Prevención de la formación de hidratos de gas en gasoductos.

Molécula de gas necesarias Propano C3H8  Iso-butano i-C4H10  Normal-butano n-C4H10  Nitrógeno

Moléculas de gas más grandes

Cavidades de 17 A°

ESTRUCTURAS CRISTALINAS MAS EST E STABLES ABLES

N2  7

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

ESTRUCTURA DE LOS HIDRATOS

Dos cavidades pequeñas

512 

cavidades

435663 

grande

Estructura H

51268 

FUENTE: Tesis: Prevención de la formación de hidratos de gas en gasoductos.

8

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

   t   s    /   m   o   c  .   s   e   r   u    t   u   /    f    t   p   o   m    t   g   s  .     s   e   a    E  w   m    T   e   n      N   /   s    /   :   v    E  p      U   t    t   p    F   h   o

FORMACION DE HIDRATOS

Puntos de rocío-agua Formación de hidratos Puntos de burbuja Puntos de burbuja  .   a    i   s   p   n    i    ó   s   e   r    P

  Aumento 

Disminución de la temperatura

P Temperatura °F Grafica 1: Envolvente de fase, curva de hidrato, curva de rocío del agua.

de la presión

Perdidas de calor

FUENTE http://w http://www.jmcampbel ww.jmcampbell.com/tip-of-the-mon l.com/tip-of-the-month/spanish/ th/spanish/?paged=4 ?paged=4

9

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

CONDICIONES PARA LA FORMACION DE HIDRATOS

La combinación adecuada de

La presencia de

presión y temperatura.

 Agua

Bajas temperaturas (entre 40 a 60°F)

vapor

Estado líquido

 Altas velocidades de gas Gases capaces de formar los hidratos

 Agitación

Incrementa el área interfacial entre el gas y el agua.

y altas presiones Hidrocarburos livianos

Otros gases

Dependen de la composición del gas

Dependen de la parte operacional tamaño de laDependen molécula del de gas (menor a 17 A°)

de lasflujo líneas de 10

 

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

OTROS FENOMENOS QUE INTENSIFICAN LA FORMACION DE HIDRATOS

Transición de fases

Lugares de Nucleación Punto fí sico FUENTE: Tesis: Prevención de la formación de hidratos de gas en gasoductos

Lugares propicios Nacimiento del núcleo Imperfección en la tubería. Un punto soldado. Crecimiento del núcleo  Accesorio de la tubería Sedimento Tamaño del cristal Costras critico de corrosión Polvo  Arena

11

http://www.annualreviews.org/na101/home/literatum/publisher/ar/jour nals/content/chembioeng/2011/chembioeng.2011.2.issue-1/annurevchembioeng-061010-114152/production/images/medium/ch20237.f1.gif

 

FUENTE: http://www.ut2.com/dictionary.asp?code=&letter=H

1. HIDRATOS DE GAS NATURAL 

PROBLEMAS CAUSADOS POR LA FORMACION DE HIDRATOS DE GAS

Reduce la capacidad

Taponamient aponamiento o de las líneas de e flujo, válvulas instrumentación.  Aumento de la presión

P

de la línea Disminución de la presión

P

FUENTE:   http://www.modelofactura.net/gasto-deducible.html FUENTE:  

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS Taponamientos en las tuberías, poliductos y equipos debido a la formación de hidratos

CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS 

Corrosión en los equipos y tuberías cuando hay presencia de compuestos sulfúricos y/o dióxido de carbono

Disminuye la eficiencia de flujo ya que el agua se acumula en las partes bajas de la línea

13

Ingeniería del Gas

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

El contenido de agua en el gas natural depende de: Temperatura

La presión

Composición del gas

14

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  MÉTODOS PARA DETERMIAR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  

• Relaciones de presión parcial

• Gráficas empíricas de contenido de agua versus presión y

temperatura

• Correlaciones para determinar la presencia de contaminantes como el sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y nitrógeno

• Ecuaciones de estado PVT 15

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

GRÁFICAS EMPÍRICAS MÉTODO DE MCKETTA Y WEHE   Alta precisión para gases con2 < composición CO 5% molar. de H2S y Lb de agua/MM scf gas a 60 °F y 14,7 psi

Temperatur emperatura, a, °F

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada Figura 20-5de GPSA 

16

Ingeniería del Gas

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN  EL GAS

EJEMPLO: MÉTODO DE MCKETTA Y WEHE  Gas: Contenido de agua    0      /    3   e    1   d    0     o    2   t    /    i    l   m  o   o   b   r   c  .   a    t   o     o   p   s   z   o   g   p     o    l    l   e   l    b  .    d   m    j    i   -    t    j    l   :  .   a   h    E   h   z   d    T   c   a   e   a    /    N   /    b   d    i    E  :   p   a   c   v    t    U   t    /   a    F   h   3   n

   R    O    D    A    R    A    P    E    S

DESARENADOR

Líquidos

Ejemplo: Determinar el contenido de agua saturada de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 °F y 1,000 psia. a) Si el gas tiene un peso molecular de 26 Ib/lbmol. b) Si el gas está en equilibrio con una salmuera al 3 %. 17

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 

18

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  

Método de McKetta y Wehe a) Ejemplo: Determinar el contenido de agua de un hidrocarburo gaseoso pobre y dulce a 150 °F y 1,000 psia, con un PM de 26 lb/lbmol:  A 150 °F y 1,000 psia:

W = 220 Ib de agua/ MMscf 19

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 

Ejemplo: Método de McKetta y Wehe

Cg= 0,98

20

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  

Ejemplo: Método de McKetta y Wehe

Respuesta: a) W = 0,98*220 = 215,6 lb de agua/ MM scf

21

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  

Ejemplo: Método de McKetta y Wehe  b) Si el gas está en equilibrio con una salmuera al 3 %.

Cs= 0,93

22

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS  

Ejemplo: Método de McKetta y Wehe

b) Si el gas está en equilibrio con una salmuera al 3 %. Rta: 220*0,93 = 204,6 204,6 lb agua/ MM scf de gas

23

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CORRELACIÓN PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS 

MEZCLAS GASEOSAS

Contenido de gas ácido

< 40%

W = yHC*WHC  + yCO2*WCO2  + yH2S*WH2S 

Promedio ponderado de la fracción molar de los tres componentes

24

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS  Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers  Association, Volumes I & II, Twelfth Edition. Fig 20-5 GPSA 

25

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS POR H2S Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers  Association, Volumes Volumes I & II, Twelfth E Edition. dition. Fig 20-10 GPSA 

CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS POR CO2  26

Ingeniería del Gas  

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS   Gas: Contenido de agua    0      /    3   e    1   d    0     o    2   i    t    /    l   m  o   o   b   r   c  .    t   o     a   p   o   z   s   o   g   p     o   l    l   e   l    b  .    d   m    j    i   -    t    j    l   :  .   a   h    E   h   z   d    T   c   a   e   a    /    N   /    b   d    i    E  :   p   a   c   v    U   t   a    t    /    F   h   3   n

   R    O    D    A    R    A    P    E    S

DESARENADOR

Líquidos

Ejemplo: Determinar el contenido de agua de una mezcla de:  80% CH4 20% CO2 @ 160 °F y 2000 psia. El valor experimental para el contenido de agua fue 172 27 lb/MMscf.

27  

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

28

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS 

 A 160 °F y 2,000 psia WHC  = 165 lb agua/MMscf de gas.

29

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS 

 A 160 °F y 2,000 psia:

WCO2  = 240 lb agua/MMscf Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association,

30

Volumes I & II, Twelfth Edition. Fig 20-11 GPSA    

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS  A partir partir de la correlación determinamos el contenido de agua en la mezcla gaseosa: (80% CH4; 20% CO2)

W = yHC*WHC + yCO2*WCO2 +yH2S*WH2S W= (0,8)*(165)+(0,2)*(240)= 180 lb agua/MM scf

Wexperimental= Wex perimental= 172 lb agua/MMscf

%E = 4,65 %31

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS: Método Wichert & Wichert 

Condiciones de aplicación: • Se asume que el CO2  contribuye con el 75% del agua en la

mezcla gaseosa, sobre una base molar de H2S.

• Método simple contenido de agua en gas ácido hasta con para un 55el%cálculo de H2Sde"equivalente".

• El método aplica hasta 393 °F y 14,500 psia 32

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS Contenido de agua en gases ácidos (2000 psia)

CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS: Método Wichert & Wichert

MÉTODO 1 CO2 se convierte a “equivalente” de la

concentración de H2S CO2 agua contribuye 75% lade cantidad a la mezcla gas. de P < 10 000 psia

   () = .  ∗  +   

Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004). (2004).    

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS Contenido de agua en gases ácidos

CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS: Método Wichert & Wichert

MÉTODO 2 CO2 se convierte a “equivalente”

de la concentración de H2S CO2 contribuye 70% la cantidad de agua a la mezcla de gas

   () = .  ∗  +   

Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004). (2004).  

 

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

EJEMPLO CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS   Gas: Contenido de agua    0      /    3   e    1   d    0     o    2   t    /    i    l   m  o   o   b   c   r    t  .     a   o   p   o   z   s   o   g   p     o   l    l   e   l    b  .   m    d    j   -    t    i   :    j    l    h    h   a    E  c   z  .    T   a   e   d   a    /    b   d    N   /   a   i    E  :   p   c   v    U   t   a    t    /    F   h   3   n

   R    O    D    A    R    A    P    E    S

DESARENADOR

Líquidos

Ejemplo: Determinar el contenido de agua de una mezcla de:  80% CH4 20% CO2 @ 160 °F y 2000 psia. El valor experimental para el contenido de agua fue 172

lb/MMscf.  

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

 CONTENIDO DE AGUA EN GASES ÁCIDOS

Método Wichert & Wichert  Leer el contenido de agua aportado por los hidrocarburos

 A 160 °F y 2,000 psia WHC  = 165 lb agua/MMscf de gas.

35 35

36  

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

MÉTODO 1 Calcular el H2S equivalente: H2S(equiv.) = 0.75*0.2= 15 % WH2O= 0.49 (bblH2O/MMscf)

W = 0.49bbl/MMSCF*350lb/bbl= 191,5 lb agua/MM scf

0.49

Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004). (2004).    

2. CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS

MÉTODO 2 Calcular el H2S equivalente: H2S(equiv.) = 0.7*0.2= 14 % 1.16

Relación cont. ag agua ua = 1,16 (H2O en gas ácido / H2O en gas dulce)

W = 1,16*165=191,4 lb agua/MM scf

38  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 1. A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA

Predicción de la formación de Hidratos para diferentes gases

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition

— FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 18.

39

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 1. A PARTIR DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA

Curvas de Presión y Temperatu Temperatura ra para la formación de Hidratos. Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 19.

40  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Componente 

Ejemplo. Encontrar la presión de formación de hidrato para el siguiente gas a 50 °F.

Fracción mol 

PM 

C1  C2  C3  iC4 

0,784  0,06  0,036  0,005 

16,043  30,07  44,097  58,124 

nC4  N2  CO2  Total 

0,19  0,094  0,002  1,000 

58,124  28,013  44,01 

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I

41

& II, Twe Twelfth lfth Edition — FPS 2004 –  Cap 20 –  Dehydration.  Dehydration.   

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Componente 

Fracción mol 

PM 

Lb/Lbmol 

C1  C2  C3  iC4 

0,784  0,06  0,036  0,005 

16,043  30,07  44,097  58,124 

12,58  1,8  1,59  0,29 

nC4  N2  CO2  Total 

0,19  0,094  0,002  1,000 

58,124  28,013  44,01 

1,1  2,63  0,29  20,08 

PM (Mezcla)

GE(mezcla) = PM(mezcla)/PM(aire) PM(mezcla)/PM(aire) = 20.08/28.964 = 0.693 Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I

& II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.   Dehydration. 

42

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

320 Psia

Calculamos la presión de la mezcla en la figura 20  – 19, con el dato de GE de la mezcla y 50 °F

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.   Dehydration. 

43  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 2. EXPANSIÓN MÁXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS HIDRATOS Expansión permisible a una G.E=0,6 para evitar la formación de hidratos Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition —  FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 20.

44  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 2. EXPANSIÓN MÁXIMA PERMISIBLE PARA NO INDUCIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Expansión permisible a una G.E=0,7 para evitar la formación de hidratos Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition —  FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 21.

45  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

DESCENSO EN LA TEMPERATURA DEBIDO A LA EXPANSIÓN DE LA CORRIENTE

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Ejemplo. 

Determinar la temperatura bajo la cual se forman los hidratos para una mezcla de gas con G.E=0,7 y una expansión de 1500 a 500 psia.

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I

& II, Twelfth Edition

 FPS 2004  Cap    Cap 20  Dehydration.    Dehydration. 

47

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 112 °F

Mediante la figura 20 – 21 para GE = 0,7 y conociendo los valores de presión inicial y final, determinamos la temperatura.

48 ngineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.  Dehydration.   

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 3. BASADO EN LA COMPOSICIÓN DE LOS GASES DULCES 3.1. Método de Kats

Dónde: = Fracción molar del componente en los sólidos en base agua libre = Fracción molar de componentes n hidrocarburos en gas en una base de agua = libre. Constante de equilibrio vapor-solido para el componente n de

hidrocarburo.

49

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes Constantes de equilibrio vapor-sólido para metano 

Constante Vapor-Solido

Se define como la distribución de un componente entre el hidrato y el gas.

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth50 Edition — FPS 2004, modificada modificada,, figura 20 - 23.  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes de equilibrio vapor-sólido para etano 

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 24.

51  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes de equilibrio vapor-sólido para propano 

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 25.

52  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes de equilibrio solido-vapor para iso-butano 

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 26.

53  

PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes de equilibrio sólido-vapor para n-Butano

Para contenidos de n-Butano 1%< y 6%> el Valor de Kvs es infinito, al igual que para el Nitrógeno.

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 24.

54  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Figura. Constantes de equilibrio solido-vapor para dióxido de carbono

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004, modificada, figura modificada, figura 20 - 28.

55  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Ejemplo.  Calcular la presión de formación de hidrato a 50 °F para el siguiente gas: COMPONENTE  metano  etano  propano  isobutano  n-butano  nitrógeno  dióxido de carbono  total 

FRACCIÓN MOLAR EN GAS  0,784  0,06  0,036  0,005  0,019  0,094  0,002  1 

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.   Dehydration. 

56

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

2,04

1,75

57  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

0,046

0,027

58  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS componente  metano  etano  propano  isobutano  n-butano  nitrógeno  dióxido de carbono  total 

fracción molar en  A 300 psia  gas  Kvs  Y/Kvs  0,784  0,06  0,036  0,005  0,019  0,094  0,002  1 

Una interpolación lineal de Yn/Kn=1 se encontró 305.7 psia.

2,04  0,79  0,113  0,046  0,21  3 

0,384  0,076  0,319  0,109  0,09  0  0,001  0,979 

 A 400 psia  Kvs  Y/Kvs  1,75  0,5  0,072  0,027  0,21  1,9 

0,448  0,12  0,5  0,185  0,09  0  0,001  1,344 

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes Volumes I & II, Twe Twelfth lfth Edition — FPS 59 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.   Dehydration.   

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Presión

4. PREDICCIÓN EN GASES CON ALTOS DE H2SCONTENIDOS y CO2  Método De Baille & Wichert

% H2S Temperatura Gravedad Especifica

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers  Association, Volumes Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004,  figura 20 - 31. modificada, figura modificada,

60  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS 4. PREDICCIÓN EN GASES CON ALTOS ALTOS CONTENIDOS DE H2S y CO2

Método De Baille & Wichert

Fuente: Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers  Association, Volumes Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004,  figura 20 - 31. modificada, figura modificada,

-

+

61  

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Ejemplo . Estime la temperatur temperatura a de formación de los hidratos hidrat os a 610 psia de un gas con la siguiente composición:

 

Componentes nitrógeno   dióxido de carbono  sulfuro de hidrogeno  metano 

 

Mol %

  etano propano  isobutano  n-butano  n-pentano 

PM = 19,75 

0,30  6,66  4,18  84,27    3,15 0,67  0,20  0,19  0,40 

GE = 0,682 

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.   Dehydration. 

62

 

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

Calculamos la temper temperatura, atura, con el dato de presión de 610 Psia, la fracción molar de H2S y GE de la mezcla.

63,5 F 63

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.  Dehydration.   

3. PREDICCIÓN DE CONDICIONES PARA LA FORMACIÓN DE HIDRATOS

Realizamos el ajuste de temperaturaa por corrección de temperatur

C3

T = 63,5 – 2,7 = 60,8 °F

- 2,7 °F

Engineering Data Book GPSA, Gas Processors Suppliers Association, Volumes I & II, Twelfth Edition — FPS 2004 –  Cap  Cap 20 –  Dehydration.  Dehydration. 

64

 



MECANISMOS DE PREVENCION DE FORMACION DE HIDRATOS

Termodinámicos Deshidratación Inhibición PREVENCION Control T

De baja dosis

Control P

Modifican una o varias de las condiciones necesarias para su formación.

 

4. INHIBIDORES DE HIDRATOS

http://repositorio.uis.e http://repos itorio.uis.edu.co/jspui/b du.co/jspui/bitstream/1234 itstream/123456789/932/2 56789/932/2/143025.pd /143025.pdff

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS • Monoetilenglicol • Dietilenglicol • trietilenglicol

inyectado

• Fondo de pozo •  Arbol de navidad • Manifold

• Metanol

para

Disminuir la temperatura de formación de hidratos http://repositorio.uis. http://repo sitorio.uis.edu.co/jspui/b edu.co/jspui/bitstream/1234 itstream/123456789/932/ 56789/932/2/143025.p 2/143025.pdf df

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS

http://repositorio.uis. http://repo sitorio.uis.edu.co/jspui/b edu.co/jspui/bitstream/1234 itstream/123456789/932/ 56789/932/2/143025.p 2/143025.pdf df

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS

METANOL 

• • • •

[3 ] 

http://www.hablandodeciencia.com/articulos/2012/ 05/23/pequeno-pero-maton-ojo-con 05/23/pequeno -pero-maton-ojo-con-el-metanol/ -el-metanol/

• • • • •

Incoloro Inflamable Toxico PM: 32 g/mol

Punto de ebullición: 64,5 °C Punto de congelación: -97,8 °C Punto de relampagueo: 12°C Densidad a 25 °C : 0,790   Viscosidad a 25°C: 0,52 Cp

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS

ETILENGLICOL 

• • • •

[2 6 2 ] 

http://www.hablandodeciencia.com/articulos/2012/ 05/23/pequeno-pero-maton-ojo-con 05/23/pequeno -pero-maton-ojo-con-el-metanol/ -el-metanol/

• • • • •

Incoloro Inodoro Ligeramente viscoso PM: 62 g/mol

Punto de ebullición: 197,3°C Punto de congelación: -13,3 °C Punto de relampagueo: 115°C Densidad a 25 °C : 1,110   Viscosidad a 25°C: 16,5 Cp

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS

METANOL

ETILENGLICOL



1,34 dólares/galón



4,74 dólares/galón



Bajo peso molecular



Bajo peso molecular



Temperaturas menores a – 40 °F



Temperaturas mayores a -40°F



Baja viscosidad



Baja solubilidad en la fase gaseosa

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS Ventajas 

Reduce la temperatura de formación de hidratos, cambiando el potencial químico del agua.



Existen modelos termodinámicos para predecir el efecto de la inhibición desde la curva de hidratos.

  Algunos

inhibidores inhiben tanto en la fase liquida liquida como en fase

vapor. 

Trabajan Trabaj an para cualquier sistema de hidrocarburos.

 

4.1 INHIBIDORES TERMODINAMICOS Desventajas 

Se requieren grandes cantidades para realizar la inhibición.



Los requerimientos para bombeo y almacenamiento pueden conducir a altos costos.



Incompatibilidades entre el inhibidor y otros productos químicos usados en la producción y los materiales de fabricación f abricación de líneas de flujo.



El inhibidor puede causar precipitación de las sales en el agua

producida.

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

d= Decremento de la temperatura de hidratos °F K= Constante de Hammerschidt Xinh= Concentración del inhibidor fracción en peso MW= Peso molecular del inhibidor lbm/lbmol

Fuente: Surface Poduction Operation vol II

• 20% - 25% peso

No debe usarse concentraciones por encima

metanol • 60% - 70% peso

glicoles

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

Concentraciones de metanol hasta 50% peso

Ecuación de

Nielsen  – Bucklin XH2O = fracción molar del inhibidor. inhibidor. d = disminución de la T de formación de hidratos.

El termino XH2O es en fracción mol y no en peso

https://www.google.com.co/search? kQ_AUoAQ&biw=1241&bih=545#q=metanol&tbm=isch &facrc=_&imgdii=_&

es necesario conversión   hacer la  

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”   

4.1.1 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

 

Pérdidas de inhibidor por evaporación 4.1.1 CÁLCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

Para el glicol las pérdidas por evaporación son muy pequeñas y generalmente se ignoran.

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”   

Pérdidas de inhibidor fase liquida 4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

0.3 lbs/1000gal de NGL

La solubilidad del metanol en HC nafténicos es un poco menor que en

La solubilidad del etilenglicol en es fase liquida de HC muy pequeña

La solubilidad del metanol en HC aromáticos puede ser cuatro a seis veces mas alta que en

parafinicos

parafinicos

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDA DE INHIBIDOR SECUENCIA DE CÁLCULO

1. Determinar la Temperat emperatura uradede de formación Hidratos

2. Establecer T° mas baja en el Sistema

3. Establecer contenido de Agua de entrada al sistema

4. Utilizar algún método anterior para Calcular la cantidad de inhibidor

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR   s   e   n   e   g   a   m    i   e    l   g   o   o    G   :    E    T    N    E    U    F

EJEMPLO 100 MMscf/d de gas natural sale de una plataforma off-shore a condiciones de 100°F y 1200 psia. El gas llega a la costa continental a 40 °F y 900 psia. La temperatura de formación de hidratos del gas es 65°F. La producción de condesado es 10

Q gas (MMscfd)

100

T1 (°F)

100

P1 (psia)

1200

T2 (°F)

40

50 API y un peso molecular de 140. Calcule la

P2 (psia)

900

cantidad de inhibidor requerido de 100% en peso

Tf Hidrato (°F)

65

de metanol y 80% en peso de EG para prevenir la

Produccion condensado (bbl/MMscf)

10

PM

140

Bbl/MMscf. El condensado tiene una gravedad de

formación de hidratos en la tubería de transporte.

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

1. Calculo de la cantidad de agua condensada

•Contenido de agua @ 100°F y 1200 psia

•Contenido de agua @ 40°F y 900 psia

9.5

Fuente:GPSA

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR Contenido de agua condensada = 100 MMscf/d * (53 - 9.5) Contenido de agua condensada = 4350 lb/d 2) Calculo de la concentración requerida del inhibidor inhibi dor metanol Con la ecuación de Hammersc Hammerschmidt hmidt

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR Con la ecuación de Nielsen-Bucklin

3) Calcule la masa por día del inhibidor en la fase agua

27,5

 .    1    3      0    2  .   g   a   p  ,    )    4    0    0    2    (  .    K    O  ,   a   s    l   u    T  ,  .   c   o   s   s    A   s   r   e    i    l   p   p   u    S   s   r   o   s   s   e   c   o   r    P   s   a    G  ,    k   o   o    B   a    t   a    D   g   n    i   r   e   e   n    i   g   n    E    A    S    P    G   :   e    t   n   e   u    F

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR 4) Estimar las pérdidas de vaporización

Pérdidas diarias

1,05

Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), pag. 20-33.

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR 5) Estimar las pérdidas por la fase f ase de hidrocarburo líquido

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

6) Se suman las pérdidas al resultado de d e la ecuación del paso 2

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR Solución 80% en peso de Etilenglicol 1) Calcule Calcule la concen concentra tració ción n requer requerida ida del del inhibid inhibidor or Q gas (MMscfd)

100

T1 (°F)

100

P1 (psia)

1200

T2 (°F)

40

P2 (psia)

900

Tf Hidrato (°F)

65

Produccion condensado (bbl/MMscf)

10

PM

140

 

4.1.1 CALCULO DE CANTIDAD DE INHIBIDOR

2) Calcule la tasa de inyección del inhibidor en la fase agua

 

4.1.2 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL FUNCIÓN



Regenerar el flujo de glicol utilizado en el proceso para su reutilización en el sistema.



El horno es una parte clave en el proceso.

http://www.kockenenergia.com/es/productsservices/dehydration/index.html TO MA DO DE :

 

4.1.2 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL

TO MA DO DE :

Gas processours Supplier Association-Engineering Data Book 12th Ed,Ref 16  

 

4.1.2 SISTEMA DE REGENERACION DE GLICOL PARAMETROS DEL PROCESO



El proceso consiste en un destilado; por ende para evitar que las temperaturas del horno descompo descompongan ngan el glicol se tienen rangos de operación.

Fuente: Deshidratacion del gas natural – Marcias M.

Martinez TO MA DO DE :

Google imágenes

 

4.2 INHIBIDORES DE BAJA DOSIS Inhibidores cinéticos

Los inhibidores de baja dosis afectan la cinética

Inhibidores antiaglomerantes

 

4.2.1 INHIBIDORES CINETICOS inhiben la formación de los pequeños cristales

Interactuando

Los espacios de crecimiento del hidrato

interfiriendo

Proceso de crecimiento inicial

retrasando

Nucleación del cristal

 

4.2.1 INHIBIDORES CINETICOS • Polímeros de bajo peso molecular • Dependen del tiempo de transito • Concentraciones menores a 1 % en peso • Limitado por el sub-enfriamiento s ub-enfriamiento •  alto corte de agua y GOR • Salinidad menor al 17 %

retrasando

 

4.2.1 INHIBIDORES CINETICOS Polivinilpirrolidona [6 9 ]

http://tecnologiadelospl http://tec nologiadelosplasticos.blog asticos.blogspot.com/201 spot.com/2012/ 2/ 01/polivinilpirrolidona.html

• • • •

Polvo escamoso claro Soluble en agua Densidad : 1,2   Peso molecular: 2,5 g/mol

• • • •

Sub-enfriamiento entre 5 a 10 °F Bajo tiempo de residencia Presiones entre 150 y 2500 PSI No toxico

 

4.2.2 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES • Productos químicos tensoactivos • Evitan la aglomeración de los cristales • Se necesita una fase de hidrocarburo

liquido • Corte de agua menor al 50 % • GOR < 100,000   • Independiente de las condiciones

termodinámicas

retrasando

http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/bitstream/123456789/1551/1/01-TESIS.IP009.P65.pdf.

 

4.2.2 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES Dispersa la estructura hidrofilica-hidrato en el hidrocarburo, evitando la

Hidrofóbico 

aglomeración

Hidrofílico 

Se introduce en la estructura del hidrato, para evitar

retrasando

su crecimiento http://www.cneq.unam.mx/cursos_diplomados/cursos/anteriores/medio_superio r/dgapa_tere/material/04_cos r/dgapa_tere/ material/04_cosmeto/archiv meto/archivos/Emulsiones-EN os/Emulsiones-ENP.pdf P.pdf

 

4.2.2 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES Ventajas 

Ofrecen una mayor gama de aplicabilidad que los inhibidores termodinámicos



Bajas dosis de inhibidores, normalmente menores al 1 % en peso





Reduce el costo de almacenamiento y equipos de inyección Reducen los riesgos y la amenaza que puedan presentar los inhibidores termodinámicos

 

4.2.2 INHIBIDORES ANTIAGLOMERANTES Desventajas 

Tienen Tiene n restricciones por ssalinidad, alinidad, temperatura o corte de agua



Necesitan de condiciones especiales



Todavía son métodos experimentales

 

3. CONCLUSIONES   

La prevención de la formación de los hidratos de gas natural por medio de la inhibición es el mecanismos mas utilizado debido a su eficiencia y practicidad.



El mejor parámetro para la elección de un inhibidor es la relación costo-beneficio.



Los inhibidores de bajas dosis aunque todavía son experimentales, tienen mejores rend rendimientos imientos a men menores ores costos que los inhibido inhibidores res termodinámicos haciéndolos mas llamativos para su investigación y desarrollo.

 

BIBLIOGRAFIA 1. PO PON NCE CE,, V y E EL LIO M. “Prevención  de la formación de hidratos de gas en gasoductos”. Caracas, 2002. Trabajo de grado especial (Ingeniero de Petróleos). Universidad Central de Venezuela. 2. BAH BAHAMO AMON, N, JJane aneth th y Q QUIN UINTERO TERO,, Jho Jhonat natan. an. “Inhibidores  de baja dosis para prevenir problemas operacionales asociados a la formación de hidratos en sistemas de gas natural”. Bucaramaga, 2012. Trabajo de grado (Ingeniero de Petróleos). Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingenierías FísicoQuímicas. Escuela de Ingeniería de Petróleos. 3. GPSA Engineeri eering ng Data Bo Book, ok, Gas Pr Processo ocessors rs Supp Suppliers liers Ass Assoc., oc., T Tulsa, ulsa, O OK. K. (2004),Engin Chapter 20. 4. FO FON NTE TEN, N, Jh Jhon onny ny.. “Evaluación de las correlaciones empíricas para predecir la formación de hidratos en el gas natural”. Barcelona, 2009. Trabajo de grado (Ingeniero de Petróleos). Universidad del Oriente. Núcleo de Anzoátegui.