Pencegahan_Hidrat

Pencegahan Hidrat(Bag. 1)

Outline

Korelasi empiris untuk menentukan jumlah inhibitor hidrat

Pencegahan dengan garam anorganis

Inhibitor yang terbuang pada fasa hidrokarbon

Perhitungan

KORELASI EMPIRIS UNTUK MENENTUKAN JUMLAH INHIBITOR HIDRAT

Persamaan Hammerschmidt

• Untuk memprediksi kebutuhan konsentrasi inhibitor di dalam fasa liquid untuk mengurangi kadar hidrat tertentu

• Untuk menghitung penambahan inhibitor yang menggunakan larutan metanol (sampai dengan 25% wt) dan etilen glikol (sampai dengan 50 – 60% wt)

Persamaan Hammerschmidt

R

Ri

i

RXM

XKd

MdK

MdX

100100

(6.5) (6.6)

di mana:• d = penurunan titik hidrat (SI: ⁰C; FPS: ⁰F)• XR = persen berat inhibitor dalam fasa liquid water• M = berat molekuler inhibitor• Ki = konstanta (SI: 1297; FPS: 2335)

Persamaan Nielsen-Bucklin

• Untuk menghitung pengurangan titik hidrat yang menggunakan methanol dengan konsentrasi sampai dengan 50% wt lebih akurat

• Dapat digunakan untuk glycol sistem sampai dengan 70% wt

Persamaan Nielsen-Bucklin

mxAd 1ln

di mana:• d = penurunan titik hidrat (SI: ⁰C; FPS: ⁰F)• xm = fraksi mol inhibitor dalam fasa liquid water• A = konstanta (SI: –72; FPS: –129.6)

(6.7)

Persamaan Maddox

•Untuk mengestimasi pengurangan hidrat versus konsentrasi inhibitor• Konsentrasi inhibitor tinggi (> 50% wt)

Persamaan untuk menghitung massa inhibitor

di mana:

• mI = massa larutan inhibitor (SI: kg; FPS: lbm)

• mW = massa liquid water (SI: kg; FPS: lbm)

• XR = konsentrasi kaya inhibitor (wt%)

• XL = konsentrasi sedikit inhibitor (wt%)

RL

RWI

XX

Xmm (6.8)

PENCEGAHAN DENGAN GARAM ANORGANIS

• Umumnya air yang diproduksi mengandung garam-garam inorganik terlarut : NaCl, CaCl2, KCl

• Garam-garam ini dapat menurunkan temperatur pembentukan hidrat dengan atau tanpa kehadiran inhibitor, seperti metanol dan glikol

• NaCl dan CaCl2 mempunyai karakteristik “inhibition” yang sama dikarenakan normalitas NaCl dan CaCl2 sama untuk konsentrasi massa yang ekuivalen

• KCl memiliki efektivitas inhibitor yang lebih rendah karena memiliki normalitas yang lebih rendah

INHIBITOR YANG HILANG PADA FASA HIDROKARBON

• Inhibitor dapat hilang terkait dengan kelarutan pada fasa liquid dan vapor hidrokarbon

• Untuk sistem glikol, kehilangan sangat kecil

• Kehilangan metanol lebih signifikan, khususnya fasa vapor

Kehilangan Glikol

Vapor 3.5 L/106 std m3 0.23 lbm/MMscf

Liquid nol nol

Fig. 6.20 VLE metanol terhadap air

Fig. 6.21 Kehilangan metanol pada fasa uap dalam tekanan tinggi

Fig 6.22 Kelarutan metanol dalam hidrokarbon parafin cair dengan kehadiran fasa metanol aqueous

PERHITUNGAN

Langkah-langkah Perhitungan

1. Menentukan suhu terbentuknya hidrat pada gas.2. Memperkirakan suhu terendah pada sistem.3. Menghitung jumlah liquid water yang ada pada suhu dari

Langkah 2, menggunakan dewpoint air pada suhu tersebut dan korelasi water content.

4. Menggunakan Pers. 6.5 untuk mencari XR. Dalam persamaan, d merupakan suhu dari Langkah 1 dikurangi Langkah 2. Menghitung berat inhibitor menggunakan Pers. 6.8 menggunakan XR dari Pers. 6.5. (Perlu diperhatikan, jika Pers. 6.7 digunakan untuk menghitung xm, maka harus dikonversi ke persen berat, XR, sebelum digunakan pada Pers 6.8). Laju alir volume injeksi larutan merupakan berat inhibitor per satuan waktu dibagi dengan densitasnya, setelah mengoreksi konsentrasi.

Langkah-langkah Perhitungan (Lanj.)

5. Jika menggunakan metanol sebagai inhibitor, harus dihitung losses-nya. Digunakan Fig. 6.20 untuk menghitungnya.

6. Laju injeksi total sama dengan hasil dari Langkah 5 ditambah Langkah 4.

Contoh Perhitungan (Example 6.6)

3.5 106 std m3 of natural gas leaves an offshore platform at 40oC and 8000 kPa. The hydrate temperature of the gas is 17oC. The gas arrives onshore at 5oC and 6500 kPa. Associated condensate production is 60 m3/106 std m3. Calculate the amount of methanol and 80% wt EG inhibitor required to prevent hydrate formation in the pipeline.

Contoh Perhitungan (Lanj.)

SI Solution (Methanol)

• Step 1 - Hydrate Temp = 17oC

• Step 2 - Lowest Temperature in system = 5oCd = 17 – 5 = 12oC

• Step 3 - water content in @ 40oC and 8000 kPA = 1000 kg/106std m3 (from graph 6.1(a))

-water content out @ 5oC and 6500 kPA = 160 kg/106std m3 (from graph 6.1(a))


• water condensed =

• Step 4

- Calculate inhibitor concentration from equation 6.5

• Persamaan Hammerschmidt

• Calculate mass of inhibitor required in water phase from equation 6.8

%wt23(12)(32))+(1297

00)(12)(32)(1100

MdK

MdX

i

R

kg/day880)23100(

)23()2940(

RL

RWI

XX

Xmm


Step 5 – Calculate losses to the hydrocarbon phase

Vapor – from Fig. 6.20 at 5 ⁰C and 6500 kPa

MeOH wt%

m stdkg/10 Losses

36

kg/day1370

MeOH wt%23day

m std105.3

MeOH wt%

m stdkg/1017 LossesVapor

3636


Liquid – use 0.4 kg MeOH/m3 condensate

Total Injection Rate = 880 + 1370 + 80 = 2330 kg/d =

0.12 m3/h

kg/day80

day

m std105.3

m std10

condensate m60

condensate m

MeOH kg4.0 Losses Liquid

36

36

3

3


For 80% EG solution – calculate XR from Equation 6.

Calculate mass of inhibitor required in the water from

Equation 6.8

wt%5.3662121297

1006212

RX

/hm 0.095 kg/d 24705.3680

5.362940 3

Im

TERIMA KASIH

Pencegahan_Hidrat

Documents

Transcript of Pencegahan_Hidrat