Un Determinación Rápida para la Tasa de Inyección de Metanol para la Inhibición Hidratos – Gas Natural

La formación de los hidratos en las facilidades de producción y caños ha presentado problemas a la Industria del Gas Natural. Aun cuando el problema se presente a nivel de transporte o procesamiento, la formación de los hidratos puede ocasionar paros, así como la destrucción de facilidades valiosas. Debido a estas condiciones devastadoras, y muchas veces de consecuencias costosas en la formación de hidratos, se han aplicado métodos para prevenir el desarrollo de los hidratos en corrientes del gas natural. Las condiciones que tienden a fomentar la formación de hidratos incluyen: temperatura baja, presión elevada, y un gas en o por debajo de su punto de rocío del vapor de agua. La formación de los hidratos se puede prevenir mediante la aplicación de cualquiera de las siguientes técnicas; (a) ajuste de la temperatura y presión por debajo de las condiciones de formación de los hidratos, lo cual pudiese ser práctico debido a condiciones económicas, o prácticas, (b) la deshidratación del gas con un lecho sólido o el glicol para prevenir la aparición de una fase de agua libre, y (c) impedir la formación de hidratos en la fase de agua libre mediante la inyección de un inhibidor. Los mas comunes de éstos son Metanol (MeOH) , monoetilén glicol (MEG), y Dietilén glicol (DEG). Típicamente, el  metanol se aplica en un sistema no regenerable, mientras que el MEG, y DEG se aplican en procesos regenerables.

Con el uso de los inhibidores, la inyección de éste puede distribuirse en tres (3) distintas fases: (a) la fase del hidrocarburo vapor, (b) la fase del  hidrocarburo líquido, y (c) la fase acuosa, en la cual ocurre la inhibición de los hidratos, y el inhibidor impacta la citada inhibición de formación de estos hidratos. De manera que el cómputo de la concentración del inhibidor en la fase acuosa es de importancia.

Varios modelos se han  desarrollados para la predicción de las condiciones de formación de hidratos en presencia de un inhibidor. Las correlaciones Hammerschmidt [1], Nielsen and Bucklin [2], Carroll [3] y Moshfeghian-Maddox [4] son aplicadas para predecir las concentraciones de los inhibidores en la solución acuosa , y para la reducción de la temperatura de formación de los mismos. Aplicabilidad y sencillez son las ventajas de estas correlaciones, y éstas son aplicables hasta con calculadora simple manual, y los resultados presentan concordancia con la data experimental [1-4] . Debe notarse que los paquetes de simulación tales como el  ProMax® [5], HYSYS® [6] y GCAP [7] estan disponibles para efectuar las predicciones sobre el efecto de los inhibidores sobre la formación de los hidratos.

La tasa de inyección es función de la temperatura del gas de alimentación (FGT), presión (FGP), densidad relativa (SG), la reducción en la temperatura de formación de hidratos (HFTD), y la concentración de la solución pobre. Recientemente, Moshfeghian y Taraf [8-10]  propusieron un método grafico de atajo para predecir el porcentaje de peso y caudal  requeridos  del MEG o MeOH para el logro de una depresión de la temperatura de hidratación en las mezclas del gas natural.

En este previo del mes (PDM) , demostraremos como los diagramas presentados por Moshfeghian y Taraf [10] se pueden utilizar para determinar la concentración del MeOH en la solución rica, y la tasa total de inyección requerida para la temperatura indicada de formación de hidratos.

Las Figuras 1-4 son aplicables para cualquier gas húmedo con una gravedad específica de 0-60. Nótese que la coordenada y de la derecha representa la tasa total de inyección de MeOH la cual puede distribuirse tanto en la fase de hidrocarburo gaseoso, la de líquido, y la solución rica. Para poder ampliar la aplicación de esta correlación a los gases con otras gravedades específicas, dos factores de corrección W1 y W2 deben aplicarse.

Estos factores de corrección se usan para corregir la concentración del inhibidor rico en función de otras densidades relativas (0.65 – 0.80) los cuales se muestran en la Figura 5. W1 es el factor de corrección debido a la diferencia de la concentración del inhibidor en la solución rica que refleja diferentes depresiones en el punto de hidratación. Este factor es aplicable para gravedades específicas mayores a 0.6. W2 es el factor de corrección debido a la diferencia en las concentraciones en la solución rica causada por la diferencia en las gravedades específicas del gas. Para determinar W2, el factor-S se define como sigue:

Mediante el cómputo del Factor-S , W2 se puede determinar fácilmente del a Figura 5. El factor de corrección se aplica para los gases de gravedades de 0.65 y mayores. Aplicando  W1 , y W2 el porcentaje de peso corregido obtenido de la Figuras 1-4 (Wtfig) se puede determinar como sigue:

Los caudales obtenidos de las cartas (Figuras 1-4) deben corregirse adicionalmente aplicando el factor de corrección de flujo (FLC) presentado en la Figura 6. Este factor se puede aplicar como sigue:

Considerando los factores arriba citados, las cartas son aplicables para un gas natural húmedo con gravedades específicas entre 0.6-0.8 saturado a 20, 30 , 40 , y 50 °C, con presiones de 3, 5, 7, y 9 MPa.

Como citado previamente, el inhibidor en la fase acuosa (solución rica) tiene impacto en la inhibición de la formación de hidratos, y es independiente del porcentaje de peso en la solución pobre.

De esta manera, un sencillo balance de materiales arroja la siguiente ecuación:

Caso en Estudio

Para demostrar la applicación de las cartas propuestas, se considerará el ejemplo 6.6 del Volumen I de “Gas Conditioning and Processing” , [11]. En este ejemplo se consta que unos 3.5 × 10⁶ m3S/d de un gas natural fluye de una plataforma costa fuera a  40 ^oC y 8000 kPa. La temperatura de hidratación del gas es 17 ^oC. El gas llega a tierra a 5 ^oC and 6500 kPa.  La producción de condensado asociado representa 60 m3/106 m3S. Se require un estimado de la cantidad de metanol requerido para prevenir la formación de los hidratos en el gasoducto.

Debe notarse que en este ejemplo le composición ( o densidad relativa) del gas natural no se conoce; de manera que, para demostrar el uso de los citados gráficos asumiremos una densidad relativa de 0.6, La presión del gas de alimentación es 8 MPa lo que sustenta una interpolación lineal entre 7 mPa ( Figura 3) , y 9 mPa  (Figura 4).

El resúmen de la data conocida es:

FGT = 40 ^oC; HFT = 17 ^oC, FGP = 8 MPa, SG = 0.60, Inhibidor = 100 Wt % MeOH
Temperatura mínima fluyente (MFT) = 5 ^oC
HFTD = HFT – MFT = 17 – 5 = 12 ^oC

Debido a los desconocidos involucrados en todos lo métodos de cómputo de inyección de inhibidores, un factor de seguridad generalmente se aplica a la depresión de la temperatura de formación de hidratos. Por ejemplo, este caso posee el HFTD fijado en la temperatura mínima fluyente. En situaciones prácticas un factor de diseño tal como 5 grad. °F, ( 2.8 grad.°C)  por debajo de la temperatura mínima  se aplica para asegurar que cualquier error en el método de estimación se cubran, y para también asegurar que la temperatura mínima incluya cualquier desajuste en el sistema de proceso.

Como ejemplo, la ubicación del HFTD, requirió el porcentaje de peso, y tasa de inyección del MeOH para una presión de 9 MPa  para este ejemplo como expuesto en la Figura 4. Los resultados se tabulan en la Tabla 1, y una comparación entre los resultados de este trabajo y aquellos basados en  la ecuación  Hammerschmidt [11] , ProMax [5], HYSYS [6], y GCAP [7] se detallan en la  Tabla 2. Como se observa de ésta, el acuerdo entre el método gráfico y ProMax es bastante bueno.

Las tasas de inyección de metanol estimados por el HYSYS son significativamente menores que los otros métodos, y se debe usar cautela si se pretende aplicar HYSYS para estos estimados. Es probable que las diferencias en las predicciones para los puntos de rocío del agua para un gas generen estas discrepancias. También note que para el modelaje de sistemas líquidos en simuladores de procesos, un paquete de una ecuación de estado polar para ambas fases de gas y líquido deben seleccionarse para obtener resultados acertados.

Conclusiones

Para las determinaciones de las requeridas concentraciones de methanol en la fase acuosa (solución rica), mas su caudal para una depresión de la temperatura de formación de hidratos coincidente con un gas húmedo, las cartas de referencia de Moshfeghian y Taraf [10] pueden ser aplicadas. Éstas fueron generadas para presiones de 3, 5, 7, y 9 MPa basados en ProMax, y son expuestas para las mezclas de gases naturales de densidad relativa de 0.6, pero se extienden a densidades relativas hasta 0.8 mediante el uso de dos factores de corrección. Una ecuación sencilla también fue propuesta para extender el uso de las cartas para otras concentraciones de MeOH.

Los resultados obtenidos por estas cartas son comparadas con otros métodos para un caso práctico con resultado de buena concordancia. También se propone que sea aplicada una interpolación lineal para las presiones entre 3, 5, 7, y 9 mPa.

Para obtener mayor aprendizaje sobre casos similares, le sugerimos su asistencia a nuestras sesiones PL4 (Fundamental Pipeline Engineering), G4 (Gas Conditioning and Processing) and G5 (Gas Conditioning and Processing – Special).

By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Translation (Traducción)  : Dr. Frank E. Ashford

References:

1. Hammerschmidt, E.G., “Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines”, Ind. & Eng. Chem., Vol: 26, p. 851, 1943.
2. Nielsen, R. B. and R.W. Bucklin, “Why not use methanol for hydrate control”, Hydrocarbon Processing, Vol: 62, No. 4, P 71, April 1983.
3. Carroll, J., “Natural Gas Hydrates, A Guide for Engineers”, Gulf Professional Publishing, 2003.
4. Moshfeghian, M. and R. N. Maddox, “Method predicts hydrates for high-pressure gas stream”, Oil and Gas J., August 1993.
5. ProMax®, Bryan Research & Engineering Inc, Version 2.0, Bryan, Texas, 2007
6. HYSYS® v 2006, Aspen Technology Inc., Cambridge, Massachusetts, 2006
7. GCAP®, 8th Ed., Facilities Analysis Software, John M. Campbell & Co., Norman, Oklahoma, 2009.
8. Moshfeghian, M. and Taraf, R., “New method yields MEG injection rate”. Oil and Gas J., September 2008.
9. Moshfeghian, M. and Taraf, R., “A new shortcut/graphical method to determine the required MEG injection rate for natural gas hydrate inhibition,” 87th Annual Gas Processor Association Convention March 2-5, in Grapevine, Texas, (2008).
10. Moshfeghian, M. and Taraf, R., “Generalized Graphical Method to Determine the Required MEG and Methanol Injection Rate for Natural-Gas Hydrate Inhibition,” 88th Annual Gas Processor Association Convention March 8-11, in San Antonio, Texas, (2009).
11. Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 1, The Basic Principles, 7th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, 1994.