MX2007002823A

MX2007002823A - Metodo para inhibir la formacion de hidrato.

Info

Publication number: MX2007002823A
Application number: MX2007002823A
Authority: MX
Inventors: Keijo J Kinnari; Catherine Labes-Carrier; Leif Aaberge; Knud Lunde
Original assignee: Statoil Asa
Priority date: 2004-09-09
Filing date: 2005-09-09
Publication date: 2007-07-13
Also published as: NO20071813L; US8220552B2; NO336090B1; BRPI0515039A; EA011377B1; BRPI0515039B1; US20080053659A1; GB2432165A; WO2006027609A8; GB0705619D0; GB2432165B; EA200802280A1; GB0420061D0; WO2006027609A1; EA200700430A1

Abstract

La presente invencion proporciona un metodo para inhibir la formacion de hidratos solidas en una tuberia (10) usada para contener un hidrocarburo fluyente, que tiene agua, este metodo comprende introducir un gas (4, 5, 6) en el hidrocarburo en la tuberia que eleva el umbral de la prersion para la formacion de hidrato para la hidrocarburo que contiene agua, el gas se introduce de manera que origina que viaje a lo largo al menos en parte de al tuberia en la direccion del flujo de hidrocarburo.

Description

MÉTODO PARA INHIBIR LA FORMACIÓN DE HIDRATO Descripción de la Invención La presente invención se relaciona con mejoras en y con relación a métodos para combatir la formación de hidrato gas en tuberías de hidrocarburos, en particular las tuberías en sistemas de producción submarinas, y con el dispositivo de este. La corriente del pozo de un yacimiento de hidrocarburos contiene agua en forma gaseosa o líquida. A altas presiones y bajas temperaturas el agua puede formar materiales sólidos en donde los hidrocarburos de bajo peso molecular, es decir, hidrocarburos que son gaseosos a temperaturas y presiones estándar (STP, por sus siglas en inglés), están atrapados. Un metro cúbico de este sólido puede atrapar aproximadamente 180 metros cúbicos de gas (a STP) . Estos materiales se refieren normalmente como "gas de hidratos" o simplemente "hidratos" y se referirán de aquí en adelante como "hidratos" . Para un sistema de producción submarino, la temperatura ambiente del agua de mar que rodea la tubería (es decir, la "línea de tubería" o "tubería de descarga") de la cabeza del pozo hacia la superficie del agua, más baja está por lo general a aproximadamente 4°C. A esta temperatura, típicamente se forman los hidratos a presiones de aproximadamente 10 bares. Ya que el flujo de hidrocarburos a REF. :180408 través de la tubería rutinariamente estará .a una presión de múltiplos de esta, la formación de hidrato, que pueden tapar la tubería es un riesgo creciente. Las temperaturas a las cuales se presenta la formación de hidrato pueden alcanzarse si se reduce o detiene el flujo de hidrocarburo originando el enfriamiento del hidrocarburo por debajo de esta temperatura a la cual se presenta la formación de hidratos, o si la trayectoria del flujo es muy larga tal que se presenta inevitablemente el enfriamiento. Si una tubería submarina se obstruye por el taponamiento con hidrato, no solo se detiene la producción de hidrocarburo sino el desatascado es altamente problemático. Como se mencionó anteriormente un metro cúbico de hidrato atrapa aproximadamente 180 metros cúbicos STP de gas - así el simple calentamiento de la sección obstruida de la tubería puede originar un salto de presión que puede ser peligroso o dañino. Debido a las consecuencias serías de una obstrucción es práctica común para proteger el fluido a lo largo (p.ej., 40 o más Km. ) de las tuberías subterráneas de la formación de hidrato con la inyección continua a la cabeza del pozo de inhibidores de hidrato tal como metanol o monoetilenglicol, o para introducir estos inhibidores si se presenta un paro inesperado en las tuberías más pequeñas, cuando quiera que esto sea posible. Sin embargo, no solo son caros estos inhibidores sino también reducen el precio de venta al contaminar el hidrocarburo producido. Donde se produce el hidrocarburo submarino a través de una tubería de elevación rígida (p.ej., 500 m y mayor) que se extiende verticalmente alto o a través de una tubería de elevación flexible (en las mezclas las cuales el líquido puede depositarse) , el problema de la formación de hidrato puede ser particularmente severo. Ya que la formación de hidrato es particularmente problemática en los sistemas de producción submarinos, esto es por supuesto igualmente problemático para líneas de tuberías/tuberías de descarga superficiales en áreas que experimentan una temperatura ambiente las cuales están por debajo de la temperatura de formación de hidrato. A lo largo de la tubería desde la cabeza del pozo a la superficie del mar, la eficiencia de aislamiento generalmente variará. La eficiencia de aislamiento generalmente se expresa como el coeficiente de transferencia de calor U con la eficiencia de aislamiento que es menor con valores más grandes de U. Típicamente los valores U para los conectores o tambores cilindricos (componentes de la tubería) pueden ser dos o más veces más grandes que los valores U para las tuberías de descarga (de nuevo, componentes de la tubería) . Como resultado, si se detiene el flujo la pérdida de calor en los conectores y tambores cilindricos es mayor que en las tuberías de descarga y así el dominio del hidrato se alcanza más rápidamente para incrementar el riesgo de la formación de hidrato en estos componentes. Cuando la producción se para (si se planea o sin planeamiento) por lo tanto es importante evitar el ingresar al dominio del hidrato (es decir, el grupo de condiciones donde ocurriría la formación de hidrato) . Un método general para hacer esto es reducir la presión en la tubería a fin de evitar que las condiciones de temperatura y presión en cualquier etapa de la tubería se vuelvan propicias para la formación de hidrato. Alternativamente, puede introducirse un inhibidor de hidrato tal como etilenglicol en el flujo. El reinicio del flujo debe realizarse del mismo modo cuidadosamente a fin de evitar el crear las condiciones de temperatura y presión propicias para la formación de hidrato. Otra opción para evitar el ingreso al dominio del hidrato es el mantener la temperatura al aplicar calor a la tubería -sin embargo esto requiere que estén presentes en el sitio sistemas térmicos apropiados. Así existe una necesidad continua por mejorar los métodos por medio de los cuales puede prevenirse la formación de hidrato, p.ej., la formación de tapón, en las tuberías de hidrocarburos . Hemos encontrado que al introducir un gas en el flujo del hidrocarburo (es decir, un material que es gaseoso a STP) que incrementa el umbral de la presión (o reduce el umbral térmico) para la formación de hidrato, puede reducirse el riesgo de la formación de hidrato y puede alargarse el periodo de tiempo durante el cual puede tomarse exitosamente la acción preventiva o puede evitarse la necesidad de una acción preventiva adicional. Así visto desde un aspecto la invención proporciona un método para inhibir la formación de hidratos sólidos en la tubería usada para contener un hidrocarburo fluyente que contiene agua, este método comprende introducir a la tubería un gas que incremente el umbral de presión para la formación de hidrato (p.ej., a temperatura ambiente de los alrededores de la tubería, por ejemplo a 4°C) para el hidrocarburo que contiene agua, el gas se introduce a manera que provoque la circulación a lo largo de por lo menos una parte de la tubería en la dirección del flujo del hidrocarburo. Típicamente el gas (el "gas inhibidor") se introducido en el hidrocarburo en la tubería; sin embargo si se desea puede introducirse a la tubería durante condiciones de cierre temporal de un pozo. El método de la invención es principalmente para prevenir la formación de hidratos sólidos y afectándose así preferentemente la obstrucción de la tubería antes de la (formación de tapón) por la presencia de hidrato. En el método de la invención, la dirección del flujo de hidrocarburo es la dirección en la cual fluye el hidrocarburo en una operación normal. El gas usado como un inhibidor de hidrato en el método de la invención puede ser cualquier gas capaz de incrementar el umbral de presión para la formación de hidrato, es decir, para que el hidrocarburo sea transportado a lo largo de la tubería se mueva del límite de la fase entre el hidrato y las fases del hidrocarburo y el agua en el diagrama de fases en la dirección de mayor presión con una temperatura dada, en la presente para claridad definida como 4°C. Los gases capaces de lograr este efecto incluyen dióxido de carbono, nitrógeno y el grupo de gases 0 (p.ej., helio, neón, argón, etc.). Sin embargo, por razones de eficacia, seguridad y costo el uso de nitrógeno, es el más preferido. El gas usado puede introducirse como una sola sustancia o en una mezcla de sustancias, p.ej., una mezcla de dos o más gases que tienen el efecto deseado (por ejemplo nitrógeno y helio) o una mezcla que tiene el efecto deseado pero que contiene uno o más gases (p.ej., hidrocarburos) la cual en su propia ejecución no tiene el efecto deseado. El uso de monóxido de carbono u oxígeno como el gas no es deseable por lo general por razones de seguridad. Se usa cualquier gas, la forma en la cual se introduce contiene preferentemente menos de 10% mol de oxígeno, especialmente de forma preferida menos de 5% mol, más en particular menos de 2% mol. Límites similares aplican para el monóxido de carbono. El uso de un gas para inhibir la formación de hidrato de esta forma es contra-intuitivo ya que el gas usado será capaz de formar hidratos. El gas se introduce en una cantidad suficiente para inhibir la formación de hidrato bajo las condiciones de presión y temperatura en la tubería - la presión interna de la tubería y la velocidad del flujo del fluido dentro de la tubería por supuesto determinará si se inhibe la formación de hidrato o no y la presión y por lo tanto debe monitorearse la velocidad del flujo y ajustarse para asegurar que no se presente la formación de hidrato. Típicamente el gas se adicionará en cantidades tales que hasta 100 %mol del fluido dentro de la tubería inmediatamente corriente abajo del sitio de inyección del gas es el gas inhibidor. Deseablemente la figura será al menos de 25 %mol, más preferentemente al menos 40 %mol, especialmente al menos 60 %mol, más especialmente al menos 80 %mol, p.ej., hasta 99 %mol, más preferentemente hasta 95 %mol. En vista de los grandes volúmenes de gas utilizados, por supuesto es deseable por razones económicas el usar nitrógeno. Sin embargo es deseable que esta porción del flujo del fluido que contiene el gas debe ser combustible y por consiguiente la cantidad adicionada puede mantenerse a un nivel que permite que este u otro hidrocarburo alterno (p.ej., metano, gas natural, etc.) pueda adicionarse al flujo del fluido corriente abajo de la introducción de gas inhibidor para bajar la concentración relativa de gas inhibidor. Esta introducción de hidrocarburo por supuesto tiene lugar en un punto donde no existe riesgo de la formación de hidrato, o después de reiniciar el flujo después de una despresurización. El método de la invención es especialmente adecuado para usar con pozos submarinos, en particular para prevenir la formación de hidrato en uno o más de los componentes en la tubería desde la cabeza del pozo hasta por arriba de la superficie del agua, especialmente conectores (conexiones desde la cabeza del pozo hacia el colector o plantilla) , el colector, plantilla, tambores cilindricos (uniones expandibles dentro de la tubería) , las tuberías de descarga y las tanto las tuberías de elevación flexibles como rígidas. También pueden usarse También puede usarse dentro de las secciones del pozo donde la temperatura ambiente de los alrededores de la formación es la suficientemente baja para permitir la formación de hidrato (p.ej., debajo de aproximadamente 100 m por debajo de la línea de lodo) y en las secciones por arriba de la superficie de una tubería. El método de la invención también puede ventajosamente usarse en la sección anular del diseño del pozo. Normalmente, la presión anular se controla al usar metanol o glicol. El uso de un inhibidor de gas como se describe en la presente (p.ej., nitrógeno), proporcionará una solución alterna. Cualquier fuga de la corriente del pozo dentro de la línea de purga del anulo de esta forma se inhibirá por el gas inhibidor. Otra ventaja con el uso del gas inhibidor es que se acomodará de una forma más efectiva para la expansión volumétrica térmica que lo haría una línea de purga del anulo llena de líquido. El método de la invención puede usarse en etapas diferentes de la operación del pozo; sin embargo es particularmente ventajoso usarlo antes, durante y después de la reducción del flujo o paro. En caso de un paro no planeado, el gas inhibidor se introduce preferentemente en uno o más sitios a lo largo de la tubería, especialmente de forma preferida en sitios corriente arriba de uno o más de conectores, plantillas, conectores, tambores cilindricos o tuberías de elevación, antes, durante o después de la despresurización. La introducción del gas inhibidor de esta forma sirve para ampliar el tiempo de enfriamiento para las secciones de la tubería con altos valores de U, es decir, las secciones particularmente con riesgo de formación de hidrato. El tiempo de enfriamiento (CDT, por sus siglas en inglés) es uno de los factores claves del diseño y es el tiempo una estructura dada que se , tomará para alcanzar las condiciones de formación de hidrato con las condiciones de producción. Los requerimientos de CDT variarán de campo a campo pero por lo general son más restringidas para el agua profunda que para las aplicaciones en aguas someras. La adición del gas inhibidor reduce la temperatura de equilibrio del hidrato, prolongando automáticamente el CDT y permitiendo más tiempo para la implementación de las medidas de control de hidrato. Con el uso del método de la invención de esta forma, es una posible alternativa para reducir los requerimientos de aislamiento para los componentes de la tubería y por lo tanto reducir su costo . Durante un paro planeado o no planeado, la introducción del gas inhibidor también puede usarse para reducir la necesidad de despresurizar las áreas inicialmente libres de hidrato de la tubería. Así por ejemplo para las condiciones de operación típicas donde el hidrocarburo fluyente tiene una temperatura de 18 °C y la temperatura ambiente del agua marina es de 4 a 5 °C el paro involucraría la despresurización de 2 x 107 a 1 x 106 Pa (200 bar a 10 bar) . Si se adiciona nitrógeno con una concentración de aproximadamente 60 mol, la despresurización en aproximadamente 2 x 106 Pa (20 bar) bastará mientras para la adición de nitrógeno con una concentración de aproximadamente 90 %mol la despresurización puede bastar con aproximadamente 50 bar.

La introducción de gas inhibidor puede afectarse relativamente al proporcionar simplemente una línea con válvulas desde una fuente de gas inhibidor a los sitios de introducción deseados en la tubería o dentro de la perforación. Estas líneas por lo general se aislan térmicamente y deseablemente se calienta el gas inhibidor antes de la inyección, p.ej., en transito al sitio de inyección. El gas inhibidor típicamente puede introducirse desde un generador de nitrógeno o fuente de nitrógeno (p.ej., un tanque de nitrógeno líquido o presurizado) . La introducción puede controlarse por el operador; sin embargo por lo general se deseará la introducción automática, es decir, controlada por computadora en respuesta a las señales desde los monitores del flujo. En ciertos modos de operación, será deseable reducir o detener el flujo de hidrocarburo corriente arriba de los sitios de inyección del gas inhibidor a fin de incrementar la concentración relativa del gas inhibidor en la corriente abajo de la tubería de los sitios de inyección. El gas inhibidor generalmente se introducirá bajo presión normal de cierre temporal del pozo, p.ej., hasta 3 x 107 Pa (300 bar) por ejemplo de 1 x 106 a 2.5 x 107 Pa (10 a 250 bar) . El gas inhibidor alternativamente se introduce en una tubería parcial o totalmente despresurizada, en este caso puede bastar una baja presión de introducción. En cualquier caso, la línea desde la fuente del gas al punto de introducción de la tubería por lo general será provista con bombas y/o compresores. Donde se use el gas inhibidor durante la despresurización, la cantidad adicionada y la velocidad a la cual se adiciona debe compararse con el perfil de despresurización y las características de aislamiento de la tubería a fin de asegurar que las condiciones de presión y temperatura no se vuelvan propicias para la formación de hidrato. Del mismo modo durante el aumento de presión por lo general será deseable adicionar el gas inhibidor y comparar de forma similar la cantidad adicionada con el perfil del aumento de presión. En muchos casos puede ser deseable el limpiar por inundación la tubería (p.ej., desde la cabeza del pozo u otros sitios seleccionados) con el gas inhibidor antes de reiniciar el flujo de hidrocarburo. Sin embargo puede ser deseable adicionar un inhibidor químico (p.ej., glicol) al hidrocarburo durante el aumento de presión. Una región particular de la tubería en donde el uso del método de la invención es especialmente favorable es en la tubería de elevación donde se requiere la elevación por bombeo de gas. La elevación por bombeo de gas se usa para llevar el líquido por arriba de las tuberías de elevación en agua profunda. Cuando se despresuriza, el fluido residual en estas tuberías de elevación puede crear una presión la cual está por arriba a la cual, bajo condiciones de temperatura ambiente, se presenta la formación de hidrato en la base de la tubería de elevación. En operación normal, se inyecta gas (por lo general gas natural) al flujo de hidrocarburo o cerca de la base de la tubería de elevación para llevar hacia arriba el líquido y sacarlo de la tubería de elevación. En el método de la invención, antes, durante o después de la despresurización el gas para la elevación por bombeo de gas puede cambiarse para que sea el gas inhibidor a fin de minimizar la posibilidad de que la tubería de elevación retenga suficiente líquido a fin de originar la formación de hidrato cuando se completa la despresurización. Antes y durante el aumento de la presión de la tubería de elevación del mismo modo puede limpiarse por inundación con el gas inhibidor. Particularmente el flujo de gas inhibidor preferentemente en la tubería de elevación se mantiene durante el paro. Este uso del método de la invención es particularmente útil con las tuberías de elevación que tienen una longitud vertical de 100 m o mayor, especialmente 250 m o mayor, más especialmente de 500 o mayor. En otro aspecto de la invención, el gas inhibidor puede inyectarse dentro de la tubería contra la dirección del flujo de hidrocarburo en operación normal. Esta técnica, que generalmente se considera que es "inyección forzada", es especialmente aplicable para usar con las tuberías de elevación, especialmente unas con una extensión vertical larga, p.ej., arriba de los 250 m, especialmente arriba de los 500 m; sin embargo puede usarse para forzar el contenido de hidrocarburo de la tubería más hacia atrás, aun al grado de forzar al hidrocarburo a regresar debajo de la perforación del pozo, p.ej., a una profundidad a la cual la temperatura de la formación es tal que no se presenta la formación de hidrato. Esto puede lograrse con inyección forzada del gas inhibidor desde la superficie o puede lograrse por la inyección del gas inhibidor corriente arriba de una o más de las válvulas en la tubería, opcionalmente, antes, durante o después del cierre de estas válvulas. De esta forma puede alterarse la naturaleza del contenido en la tubería a fin de minimizar la posibilidad de formación de hidrato. Sin embargo, para hacer esto por lo general la presión de inyección del gas inhibidor necesita ser mayor a la que se usa para el anterior aspecto del método de la invención. Visto desde este otro aspecto la invención proporciona así un método para inhibir la formación de hidrato en una tubería de hidrocarburo este método comprende inyectar un gas inhibidor a la tubería con una presión mayor a la del hidrocarburo en donde por medio de esto se invierte la dirección del flujo del fluido dentro de la tubería. Una vez más, el método preferentemente se aplica antes de la formación de la obstrucción y más preferentemente antes que se presente la formación de hidrato en la tubería a fin de prevenir la presencia de la formación de hidrato o para reducir el grado de la formación de hidrato, especialmente a fin de evitar la formación de obstrucción. La invención también proporciona el dispositivo para la operación del método de la invención. Visto desde este aspecto la invención proporciona un dispositivo de transferencia de hidrocarburo que comprende una tubería piara el flujo de hidrocarburo que tiene una válvula de entrada de hidrocarburo y una válvula de salida de hidrocarburo, una fuente de gas inhibidor, y una línea con válvulas desde la fuente hacia un orificio de entrada dentro de la tubería, la línea opcionalmente está provista con una bomba. Los componentes del dispositivo de la invención pueden incluir cualquiera de los componentes encontrados en la tubería de hidrocarburo desde una perforación del pozo de hidrocarburo hacia arriba de la superficie del agua. Particularmente el conducto de hidrocarburo de forma deseable se proporcionará con entradas de gas inhibidor, válvulas y desfogues en una pluralidad de posiciones a lo largo de su longitud a fin de que la sección de la tubería que será tratada con el método de la invención pueda seleccionarse como se desea, es decir, a fin de que un volumen limitado de la tubería puede tratarse si se desea.

La invención ahora se ilustrará con referencia a las figuras acompañantes en donde: La Figura 1 es una gráfica de una diagrama de fases para el hidrato y el gas (o hidrocarburo) /agua a diferentes niveles de contenido de nitrógeno (las líneas son respectivamente las curvas de equilibrio de hidrato en (1) 100 %mol de nitrógeno; (2) 95 %mol de nitrógeno; (3) 90 mol de nitrógeno; (4) 80 %mol de nitrógeno (5) 60 %mol de nitrógeno; (6) 40 %mol de nitrógeno; (7) 20 %mol de nitrógeno; y 1.5 %mol de nitrógeno); y La Figura 2 es un diagrama esquemático de un pozo de hidrocarburo subterráneo equipado para desarrollar el método de la invención. Refiriéndose a la Figura 1 puede verse que al incrementar el contenido de nitrógeno en el flujo de hidrocarburo a 80 %mol (por ejemplo) , se incrementa la presión de equilibrio de hidrato a 4°C desde aproximadamente 4 x 105 Pa (4 bar) a alrededor de 3 x 106 Pa (30 bar) (para la mezcla de hidrocarburo usado) . Refiriéndose a la Figura 2 se muestra una plataforma a nivel de mar 1 unida a las cabezas del pozo del lecho 2 por medio de una tubería 3. La plataforma 1 se provee con un generador de nitrógeno 4 y una línea de nitrógeno 5 equipada con la bomba 6 y las válvulas (no se muestran) . Las cabezas del pozo 2 están conectadas por conectores 7 hacia una plantilla 8. La plantilla 8 se conecta por medio de un tambor cilindrico 9 hacia la tubería de descarga 10. La tubería de descarga 10 se conecta por medio de un tambor cilindrico 11 hacia una tubería de elevación rígida 12. El hidrocarburo que fluye desde la tubería , de elevación rígida 12 se alimenta hacia un depósito 13 en la superficie. Antes, durante o después de la despresurización o antes o durante el aumento de la presión, el nitrógeno del generador 4 puede inyectarse dentro de la tubería 3 corriente arriba de las conectores 7 y los tambores cilindricos 9 ó 10, o como un gas para la elevación por bombeo de gas dentro de la base de la tubería de elevación 12. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

Reivindicaciones Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Método para inhibir la formación de hidratos sólidos en una tubería usada para contener un hidrocarburo fluyente que contiene agua, caracterizado porque comprende introducir un gas al hidrocarburo en la tubería para que eleve el umbral de presión para la formación de hidrato del hidrocarburo que contiene agua, el gas se introduce de cierta manera que origina que viaje a lo largo al menos en parte de la tubería en la dirección del flujo de hidrocarburo.
2. Método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gas se adiciona en cantidades tales que hasta 100 %mol del fluido dentro de la tubería inmediatamente corriente abajo del sitio de inyección de gas es gas inhibidor.
3. Método de conformidad con las reivindicaciones 1 y 2 , caracterizado porque la formación de hidrato sólido se inhibe antes, durante y/o después de una reducción o paro del flujo.
4. Método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque el gas se introduce con una presión de hasta 3 x 107 Pa (300 bar) .
5. Método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque la formación de hidrato sólido se inhibe en al menos uno de los componentes en la tubería desde la cabeza del pozo hasta por arriba de la superficie del agua seleccionado del grupo que consiste de conectores, colectores, plantillas, tambores cilindricos, tuberías de descarga, tuberías de elevación flexibles y tuberías de elevación rígidas.
6. Método para inhibir la formación de hidrato en una tubería de hidrocarburo, caracterizado porque el método comprende inyectar un gas inhibidor dentro de la tubería a una mayor presión que la del hidrocarburo por medio de esto se invierte la dirección del flujo del fluido dentro de la tubería.
7. Método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la tubería es una tubería de elevación que tiene una extensión vertical por encima de 250 m.
8. Método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque el gas se selecciona del grupo que consiste de dióxido de carbono, nitrógeno, gases del grupo 0 y mezclas de estos.
9. Método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el gas es nitrógeno.
10. Método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque el gas contiene menos de 2 %mol de oxígeno.
11. Dispositivo de transferencia de hidrocarburo, caracterizado porque comprende una tubería para el flujo de hidrocarburo que tiene una válvula de entrada de hidrocarburo y una válvula de salida de hidrocarburo, una fuente de gas inhibidor, y una línea con válvulas desde la fuente hacia un orificio de entrada dentro de la tubería, la línea opcionalmente se proporciona con una bomba.