La Inhibición Híbrida de Hidratos – Parte 2: Impacto en la Sinergia del Metanol y los KHI

Muchos aditivos se le pueden proporcionar al agua para deprimir la temperatura de hidratación. Por muchas razones prácticas, un inhibidor de hidratos termodinámico (THI) tal como el alcohol, o uno de los glicoles es inyectado, usualmente metanol, dietilén glicol (DEG), monoetilen glicol (MEG). Todos pueden ser recuperados y recirculados, pero la economía de la recuperación del metanol puede que no sea favorable en todos los casos. La prevención de los hidratos con metanol y o los glicoles puede llegar a ser algo costoso debido a la alta dosificación requerida (10 al 60 % en la fase acuosa). Altas concentraciones de solventes pueden agravar problemas potenciales de escamas debido a la reducción en el agua de la solubilidad de las sales causantes de las escamas y la precipitación de la mayoría de los conocidos inhibidores de escamas. La alta tasa de metanol crea un problema logístico en adición al de salud, seguridad, y medio ambiente (HS&E) debido a la problemática asociada con el manejo asociado al metanol. El gasto total del inhibidor requerido es la cantidad/concentración del inhibidor en la fase líquida del agua para la deseada supresión de la temperatura de hidratación, mas la cantidad del inhibidor que logra la distribución de las fases de liquido y vapor. Cualquier cantidad del inhibidor en las fases líquida o vapor tendrá poco impacto en las condiciones de formación de los hidratos. Debido a la limitación de certeza en los cómputos de depresión de los hidratos y la distribución de flujo en el proceso, se recomienda la selección de la temperatura de hidratación con un factor de diseño por debajo de la temperatura mínima esperada en el sistema operativo para asegurar tasas adecuadas de inyección del inhibidor.

Inhibidores de baja dosificación (LDHIs) son relativamente nuevos y solo recientemente han logrado la etapa de “tecnología comprobada” en el procesamiento de petróleo y gas. Aunque los LDHIs desplazan la formación de hidratos hacia la izquierda, solo es temporal. En sistemas típicos se “retrasan” la formación de los hidratos unas 12 horas. Los LDHIs reflejan dos tipos de químicas: Inhibidores cinéticos (KHIs) y Anti-Aglomerantes (AAs). Un KHI puede prevenir la formación de los hidratos pero contrario al metanol no puede disolver un hidrato ya cristalizado. Los KHIs existentes tienen dificultades en sobreponerse a un umbral de  subenfriamiento (ΔT) de unos 15 °C (27 °F). Los AAs forman y mantienen una dispersión estable de cristales de hidratos en el hidrocarburo líquido. Los AAs forman micro-emulsiones estables de agua en el petróleo. Igualmente, los AAs se absorben en el enredado cristalino e interrumpen el crecimiento adicional del cristal pero deben tener la fase del hidrocarburo líquido presente acusando una relación máxima de agua a crudo de unos 40-50%.

Los estudios de Laboratorio y experiencias en el campo indican que la sinergia de inhibición-hidratos se logra a través de una combinación de un TDI y LDHI [1]. Esto se ha identificado como inhibición híbrida de hidratos (HHI). En el previo del mes (PDM) de Junio demostramos el efecto sinergetico de los THIs mezclados como una solución de  NaCl y MEG. En este PDM, discutiremos los resultados de la aplicación exitosa de una solución de metanol y un KHI para un pozo produciendo gas natural, condensado y agua en el Golfo de Mexico (GOM). Las secciones siguientes se basan en un trabajo presentado por Szymczak et. al. [1]

Como se ha mencionado anteriormente, los THIs se usan en concentraciones variando entre 10 al 60 porcentaje de peso en el agua y los LHDIs se aplican con concentraciones normalmente menos del 5 en porcentaje de peso. La combinación apropiada de los THI, y los LDHI resultan en menores tasas de inyección del inhibidor combinado mientras controlan la formación de los hidratos. Adicionalmente, la apropiada mezcla de los inhibidores proporciona la habilidad para disociar los hidratos que se logran formar. La Tabla 2 extraida de la referencia [1] presenta la comparación de costos entre los LDHI y metanol para varias actividades relacionadas. Como se puede observar en esta Tabla el costo del HHI para la mayoría de las actividades es bajo y mediano para el costo unitario y utilización de volumen.

Tabla 1 – Comparación de costos de los LDHI, Metanol, y los HHI para una aplicación costa afuera [1]

Estudio de Campo:

Para demostrar el impacto en sinergia de los THI mas LDHI (HHI) y para ilustrar la ventaja en utilizar los HHI, discutiremos los resultados de un estudio de campo realizado en el Golfo de México, y reportado por Szymczak et al.[1]. La producción de pozo fluye 5.6 km (3.5 millas) a través de un gasoducto de 114 mm ( 4.5 pul.) para una plataforma de producción en donde el gas natural, condensado y agua son separados. Existe un sonda umbilical de siete unidades que incluyeron una tubería de 9.5 mm ( 3/8-pul.) de diámetro exterior para la inyección de metanol y/o LDHI. El punto de inyección de inhibidor de hidratos se ubicó en el árbol. La composición reciente del gas se presenta en la Tabla 2 mientras que la información detallada se muestra en la Tabla 3.

Tabla 2 – Composición del Gas de Campo

Para inhibir la formación de hidratos, un caudal suficiente de methanol fue inyectado para asegurar una operación libre de hidratos. Conociendo el gasto de producción de agua, se inyectó metanol a razón de 0.019 m³/h (5 gal/hr). Las tasa de inyección fueron monitoreadas y ajustadas comparando la presión en la línea de alimentación química en el cabezal y la presión medida en la plataforma.

Monitoreando la caída de presión entre la entrada y descarga de un caño es un método estándar aceptado por toda la industria para garantizar la valoración de flujo. Una caída de presión variante puede proporcionarle al operador una información instantánea concerniente las irregularidades y obstrucciones en la línea. Sol los hidratos formados y desalojados manifiestan rápidas fluctuaciones de presión, mientras que el cambio de régimen de flujo acumulaciones de ceras o escamas resultan en cambios graduales de presión. La experiencia en las facilidades operativas en el del GOM indicó que ocn solo metanol en el sistema, la diferencia en presión entre el cabezal de pozo y caño de flujo fluctuaron rápidamente. La presión diferencial cambio diariamente en el orden de los 345 kPa (50 lpc) y siempre se ubicó entre 1034 y 1724 kPa (150 y 250 lpc) [1].

Tabla 3 – Datos de Caño de Flujo [1]

La Tabla 4 presenta un resumen de los cómputos de Szymczak et al. [1] para el caso del peor-escenario para la tasas de inyección de metanol. La dosis relativamente alta de metanol requerida fue resultado de una combinación de condiciones de temperatura y volumen de gas  resultando en la evaporación de la mayoría de metanol a la fase de gas a las condiciones de equilibrio. Para resumir los cálculos detallados, se podrá referir al Capítulo 6, Volumen 1, Gas Conditioning and Processing [2]. Para los casos de concentraciones de metanol por debajo de 25 por ciento, se puede aplicar la ecuación Hammereschmidt [3]. La inyección práctica de 0.019 m³/h (5 gal/hr) de methanol aplicada resultó en condiciones operativas marginales entre el flujo obstruido, y el taponamiento de la línea. Szymczak et al. estipuló que el tiempo de residencia reducido del fluido en la cañería previno la formación del tapón completo de hidratos. Nótese que altos valores de temperatura de subenfriamiento eliminó el KHI como único método de prevención de los hidratos. Los KHIs conocidos se tornan inhibidores inefectivos a aproximadamente ΔT>15 °C (ΔT>27 °F) [1].

Resultados de los HHI

Szymczak et al. [1] reportó que la utilización del inhibidor fue reducido dramáticamente de 0.019 m³/h (5 gal/hr) de metanol a 0.0028 m³/h (0.75 gal/hr) del HHI, con caída de presión indicando una baja. Fue optimizado la dosificación del HHI a aproximadamente  0.0025 m³/h (0.67 gal/hr), un caudal del HHI suficiente para proteger la línea contra la producción de hidratos a cualquier gasto y fluctuación de presión/temperatura. Este caudal del HHI representó una reducción del 80% comparado con la inyección de metanol. Como resultado de la reducción del caudal de inyección, los costos de transmisión, mantenimiento en las bombas, almacenamiento en plataforma, inhibición de corrosión en la cañería, costos de obra y seguridad relacionados con las operaciones de gruas, y caídas de presión fueron reducidas. Para analizar detalles adicionales sobre este estudio de campo se podrá referir al trabajo de Szymczak et al.[1]

Tabla 4 – Escenario del peor – caso para la inyección teórica del metanol requerido

En resumen, los HHI proporciona tanto la inhibición termodinámica como la del LDHI. Desde un punto de vista en costos, el HHI es de mayor eficiencia en costo que el THI. Adicionalmente, el HHI puede reducir la corrosión y puede eliminar la necesidad del inhibidor de corrosión. Desde un punto de vista de operaciones costa fuera, los HHI reducen significativamente los costos en la logística relacionados con transporte, almacenamiento, manejo, y bombeo de químicas. Adicionalmente a la reducción en los costos los problemas relacionados con la salud, seguridad, y medio ambiente ( HS&E) también se reducirían.

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By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducción al Español  por:  Dr. Frank E. Ashford

Reference:

1. Szymczak, S., Sanders, K., Pakulski, M., Higgins, T.; “Chemical Compromise: A Thermodynamic and Low-Dose Hydrate-Inhibitor Solution for Hydrate Control in the Gulf of Mexico,” SPE Projects, Facilities & Construction, (Dec 2006).
2. Campbell, J. M., “Gas Conditioning and Processing”, Vol. 1, The Basic Principles, 8^th Ed., Second Printing, J. M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, (2002).
3. Hammerschmidt, E. G. “Formation of Gas Hydrate in Natural Gas Transmission Lines”, Ind. Eng. Chem., 26, 851-855, (1934).