traytamiento de gas natural

República Bolivariana de Venezuela
Universidad Rafael Urdaneta
Facultad de Ingeniería
Cátedra: Tratamiento de gas natural










Integrantes:
Aponte, Pedro C.I:23.034.267
Arias, Juan C.I: 20.461.173
Barreto GenesisC.I: 22.078210
Khordor, Daniel C.I: 21.077738
La Vecchia, Oriana C.I: 20.464.262
Pirela, Angelica C.I: 23.736.294
Rincón,Andrea C.I: 20.059.876

Maracaibo, junio 2013
CANTIDAD DE METANOL A SER UTILIZADO COMOINHIBIDOR PARA PREVENIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS DE LA TUBERÍA

Problema:
140MM scf de un gasnatural con gravedad específica de 0.78, contenido 15% de CO₂ y 5% de H₂S sale de una plataforma a 60⁰C y 7000Kpa. El gas llega a tierra a 5⁰C y 5500 Kpa. La producción de condensado asociado al gases de 15,7 Bbl/MMscf. Calcule la cantidad de metanol a ser utilizadas como inhibidor para prevenir la formación de hidratos de la tubería.

Paso 1. Determinar la temperatura de formación dehidratos.
Con la figura 6, se buscó la Temperatura de formación de hidratos conociendo la Presión de 7000 KPa 1015.26 psia.
T= 61 °F 16°C.

Figura 6. Contenido de agua en los hidrocarburos
Paso 2.Más baja temperatura del sistema.
d = 16°C – 5°C = 11°C.

Paso 3. Determinar la cantidad de agua condensada.
Con:
Wa = yh(Wh) + yCO2(WCO2) + yH2S(WH2S).

Donde:
Wa = contenido de vapor de aguaen el gas ácido
yh = fracción molar de los hidrocarburos en el gas
Wh = contenido de agua en gas natural dulce
yCO2 = fracción molar del CO2 en el gas
WCO2 = contenido de agua en el CO2, enestado puro
yH2S = fracción molar del H2S en el gas
WH2S = contenido de agua en el H2S, en estado puro

Utilizando las figuras 1, 3 y 4 se encontróWh, WCO2 y WH2S.

Figura 3. Agua absorbida por elCO2 contenido en una mezcla de gas natural, para el CO2 puro.


Figura 4. Agua absorbida por H2S contenido en una mezcla de gas natural, para el H2S puro.


Figura 1. Contenido de agua en un...