inhibidores de hidratos 1

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