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INHIBICIÓN DE HIDRATOS
ANDRES CELIS ARIAS 2080732CAMILO DIAZ MATEUS 2071496SILVIA IBAÑEZ IRREÑO 2061261
HUGO DALLOS SANTANDER 2072328
AGENDAGENERALIDADES
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
INHIBIDORES HIBRIDOS
EJERCICIO PRACTICO
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
¿Que son los Hidratos?
Prevención de hidratos
Deshidratación
Inhibición
Control de la
temperatura
Control de la
presión
ESQUEMA GENERAL
Metano Etano Propano T
P
FORMACION DE HIDRATOS
HIDRATOS
PROBLEMAS
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
¿ Qué son los inhibidores termodinámicos?
Son aditivos químicos utilizados en los sistemas de producción de gas para controlar la formación de hidratos.
¿Cómo actúan los inhibidores Termodinámicos?
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Alteran las condiciones de formación de hidratos.
Desplaza la curva de equilibrio de disociación hacia temperaturas menores y presiones mayores.
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
¿Cuales son comúnmente utilizados?
Metanol
Mono-etilenglicol (MEG)
Di -etilenglicol (DEG)
Trietilenglicol (TEG)
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Metanol
Formula molecular
Estructura molecular
CH3OH
Incoloro, inflamable y tóxico
se emplea como anticongelante, disolvente y combustible.
Características
Baja Viscosidad
Bajo peso Molecular
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Formula molecular
Estructura molecular
HO-CH2 CH2 -OH
Características
MEG
incolora e inodora
Sustancia ligeramente viscosa
Elevado punto de ebullición
Capacidad de Deshidratación
Gastos Económicos
Propiedades Físicas
Riesgos De Seguridad
Inhibición De Corrosión Y Parafinas
Perdidas Por Solubilidad
METANOL MEG
Relativamente seguro para el manejo y el almacenamiento
Necesita mayores controlespara su manejo y almacenamiento
protege corrosión y dispersa parafinas.Esta presente el grado de protección por corrosión.
Soluble en Aromáticos Soluble tanto en gas como en líquidos.
Incide mayormente el tiempo y la cantidad de inhibidor a inyectarMenor costo por galón
Mas viscoso que el metanol Baja Viscosidad
Buena Mejor que el metanol
Tolerancia a las sales
Problemas Ambientales
Desechos Sólidos
METANOL MEG
Al momento de desecharlo.Al momento de desecharlo.
Generalmente sal.No genera
Mayor volatilidad que el agua, la sal se queda en ésta.
El agua es más volátil que el MEG , la sal permanece en el inhibidor.
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Metanol MEG
Costo Menos costoso Mas costoso
Toxicidad alta Baja
Flamabilidad Altamente inflamable a T ambiente
Baja flamabilidad a T ambiente
Punto de relampagueo 12°C [54°] 119°C [247°F]
Presión de vapor 31.9 Kpa [4.63 psia] <1 mm Hg
Peso molecular 32.1 62.1
Punto de congelamiento -97.6°C [-143.8°F] -13,4°C [7.9°F]
Densidad relativa 0.796 @ 15°C 1.11 @ 25°C
Volatilidad relativa al agua a 1 atm
3.5 @ 73°C [163°F] 27.5 @ 138°C [280°F]
Viscosidad , cp @ 25°C[77°F] @ 25°C[77°F]
O.55--
16.95,2
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
COMPARACIÓN
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
¿Cuál es el proceso del inhibidor dentro de un sistema de producción de gas?
1. Inyección Del Inhibidor
2. Mezcla del Inhibidor
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
3. Recuperación del Inhibidor
Gas
Agua + Inhibidor
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
3. Regeneración del inhibidor
Agua + Inhibidor
filtro
Rehervidor
Calefacción
Tanque de almacenamiento
Inhibidor
INHIBIDORES TERMODINAMICOS¿CÓMO SE HALLA SU CONCENTRACIÓN?
METODO DE HAMMERSCHMIDT
MeOH: concentraciones
por debajo de 25% en peso.
Glicol: concentraciones por
debajo de 70% en peso.
Rango de aplicación
METODO DE NIELSEN-BUCKLIN
INHIBIDORES TERMODINAMICOS
Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), pag. 20-31.
INHIBIDORES TERMODINAMICOSEJEMPLO
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
Bbl/MMscf. 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
formación de hidratos en la tubería de transporte.
DATOS
Q gas (MMscfd) 100
T1 (°F) 100
P1(psia) 1200
T2 (°F) 40
P2(psia) 900
Tf Hidrato (°F) 65
P condensado (bbl/MMscf)
10
M 140
INHIBIDORES TERMODINAMICOSSOLUCIÓN PARA METANOL
1) Calcule la cantidad de agua condensada
por día.
•Contenido de agua @ 100°F y 1200 psia
•Contenido de agua @ 40°F y 900 psia
DATOS
Q gas (MMscfd) 100
T1 (°F) 100
P1(psia) 1200
T2 (°F) 40
P2(psia) 900
Tf Hidrato (°F) 65
P condensado (bbl/MMscf)
10
M 140
Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), p. 20-5.
Cont. de agua @ 100°F y 1200 psia Cont. de agua @ 40°F y 900 psia = 53 lb/MMscf = 9,5 lb/MMscf
2) Calcule la concentración requerida del inhibidor
metanol
Con la ecuación de Hammerschmidt
Con la ecuación de Nielsen-Bucklin
Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), pag. 20-31.
27,5
3) Calcule la masa por día del inhibidor en la fase agua
4) Estimar las pérdidas de vaporización
1,05
Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), pag. 20-33.
Pérdidas diarias
5) Estimar las pérdidas por la fase de hidrocarburo líquido
Fuente: GPSA Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers Assoc., Tulsa, OK. (2004), pag. 20-33.
0,2
6) Se suman las pérdidas al resultado de la ecuación del paso 2
INHIBIDORES TERMODINAMICOSSOLUCIÓN PARA EG 1) Calcule la concentración requerida del
inhibidor DATOS
Q gas (MMscfd) 100
T1 (°F) 100
P1(psia) 1200
T2 (°F) 40
P2(psia) 900
Tf Hidrato (°F) 65
P condensado (bbl/MMscf)
10
M 140
2) Calcule la tasa de inyección del inhibidor en la fase agua
Pérdidas de vaporización y de hidrocarburos líquidos son insignificantes.
INHIBIDORES HIBRIDOS
Los estudios de laboratorio y de campo indican que la inhibición hibrida se adquiere a través de la combinación de 2 o mas inhibidores.
Combina las utilidades de los 2 tipos de inhibidores.
Costos que los THI
corrosiónCostos de transporte, almacenamiento, manejo, etc.
Problemas de HS&E
KHI
THI
AA
o HHI
Agua libre
KCl
MEG
Kcl + MEG
Datos experimentales
Fuente: The Hybrid Hydrate Inhibition. Dr. Mahmood Moshfeghian. John M Campbell & Co. 2010. Web: http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2010/06/the-hybrid-hydrate-inhibition
INHIBIDORES DE BAJA DOSIS
Se les llama de baja dosis, ya que pueden ser utilizados en concentraciones significativamente más bajas que los inhibidores termodinámicos.
.
Inhibidores anti –aglomerantes.
Inhibidores cinéticos.
INHIBIDORES ANTI- AGLOMERANTES
.
.
Estos no previenen la formación de hidratos, pero evitan la acumulación y suspende los cristales para que puedan ser transportadas .
Los AA de última generación tienen en su estructura un extremo “hidrofílico” y otro “hidrofóbico” cuyos efectos combinan para dispersar el hidrato incipiente en la fase líquida carburo.
Hidrofóbico
Hidrofílico
No alteran la termodinámica de formación del hidrato, por el contrario, modifica la cinética de formación y se basa en la inyección de productos químicos a base de polímeros.
Retrasan o evitan la formación y crecimiento de los hidratos para que exista el tiempo suficiente para transportar el fluido. Sin embargo, después de este tiempo se formarán hidratos aun en la presencia de los KHI
Polímeros
INHIBIDORES CINETICOS
Estos productos químicos pueden ser utilizados en concentraciones muy pequeñas.
CONSIDERACIONES INHIBIDORES CINETICOS
CONSIDERACIONES INHIBIDORES CINETICOS
Salinidad Del Agua
Tiempo de Retención
Procesos De Alta TemperaturaSaturación De
Agua
Condiciones De Congelamiento
Termodinámicos
• Se debe usar entre 10 y 60% del volumen de fase acuosa.
• Altas perdidas por evaporación y disolución.
• Altos costos operativos
Baja Dosis
• Concentraciones de 0,1 a 1,0 % peso.
• despreciables perdidas por evaporación
• Disminución en equipo de regeneración, almacenamiento y transporte.
COMPARACIÓN INHIBIDORES
Agregando sales, glicol u otros inhibidores químicos que ayudan a reducir la cantidad de agua libre
El sistema se calienta para mantenerlo por encima de la temperatura de formación de hidratos en la presión del sistema.
El precalentamiento de fluidos también puede ser útil, así como también la reducción del peso de lodo a valores tan bajos como sea posible, ya que las bajas presiones reducen la estabilidad de los hidratos.
La mejor prevención se relaciona con la habilidad de prever el encuentro con los hidratos.
POSIBLES SOLUCIONES
La buena elección de un inhibidor se da con un buen estudio de las características de los fluidos, ya que puede disminuir los costos de operación y aumentar la producción de hidrocarburos.
Las características más importantes a la hora de seleccionar un inhibidor son: que disminuya altamente la temperatura de formación de hidratos, que tenga un punto de congelamiento bajo, que presente una baja presión de vapor para minimizar las perdidas por vaporización, que presente una alta solubilidad en agua y que tenga una baja solubilidad en hidrocarburo.
La prevención de hidratos con inhibición es una alternativa eficiente cuando no es económicamente viable modificar el diseño de las facilidades de superficie.
En el caso del ejercicio propuesto se observa que es mas rentable el uso del etilenglicol como inhibidor termodinámico ya que se utilizo menos cantidad que el metanol.
CONCLUSIONES
GPSA, Gas Processor Suppliers Associations, Engineering Data Book, cap 20-19.
John J. Carroll, Natural Gas Hydrates. Second edition 2009. Chapter 4.
Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 1, The Basic Principles, 8th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, (2002).
Presentación inhibidores de hidratos semestres anteriores
BIBLIOGRAFIA
GRACIAS POR SU ATENCION
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