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

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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imag

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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

GP

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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

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

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rs S

upp

liers

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

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

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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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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ook

Ga

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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

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

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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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

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

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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

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

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

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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

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

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

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

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

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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

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

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Tf Hidrato (degF) 65

Produccion condensado (bblMMscf)

10

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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

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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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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

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

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