Effect of Nitrogen Impurities on CO2 Dense Phase Transportation

En los previos del mes (PDM) de Enero y Febrero 2012 , hemos discutido el transporte isotérmico y no isotérmico del dióxido de carbono (CO2) en la región de la fase densa. Hemos ilustrado como las propiedades termofísicas cambiaron en la fase densa y analizamos sus impactos sobre los cómputos de distribución de presión. Los resultados de éstos cómputos para las caídas de presión  aplicando las ecuaciones de la fase líquida así como la de gas resultaron idénticas. Mostramos que el impacto del coeficiente total de intercambio de calor sobre la temperatura de la línea fue significativo. En este PDM analizaremos el mismo caso en estudio considerando la presencia de impurezas de nitrógeno ajo condiciones no isotérmicas. El efecto de la expansión Joule – Thompson, mas la transferencia de calor entre el ducto y el ambiente han sido considerados. Específicamente, reportaremos sobre el efecto de las impurezas de nitrógeno sobre los perfiles de presión y temperatura. La ecuación de estado Peng – Robinson fue aplicada durante este estudio.

Para un componente en condiciones superiores a la presión y temperatura crítica, el sistema es normalmente considerado como un “fluido denso” o un “fluido super crítico”.para distinguirlo del vapor y líquido (véase la Figura 1 para el dióxido de carbono en el PDM de Diciembre 2009 [1]).

Procedimiento para el Cómputo:

El mismo procedimiento paso-a-paso descrito en el PDM de Febrero 2012 [2] fue aplicado para determinar los perfiles de temperatura y presión en una tubería considerando el impacto Joule – Thompson, mas la transferencia de calor entre ésta y el ambiente.

En la siguiente sección ilustraremos los cálculos para las caídas de presión transportando CO₂ en la fase densa empleando las ecuaciones para un gas. Los detalles de éstos se describen en el PDM de Enero 2012 [3].

Caso en Estudio:

Con intención de ilustración, consideramos un caso en estudio [ también descrito en la referencia [2] para el transporte de 160 MMPCSD (4.519×10⁶ Sm³/d) CO₂  empleando un gasoducto de 100 millas (160.9 km) con diámetro interno de 15.551 pul. (396 mm). Las condiciones de entrada fueron 2030 psia (14 MPa) and 104˚F (40˚C). Las siguientes presunciones fueron establecidas:

1. CO₂, con impurezas de nitrógeno de  0,1, 5, 10, y 15  %  molar.
2. Gasoducto horizontal, sin cambios de elevación..
3. Factor de rugosidad relativa interna  (factor de rugosidad), ε/D, de 0.00013.
4. La temperatura de ambiente Ts, fue de  55 ˚F  y (12.8 ˚C)

Coeficientes totales de transferencia de calor de  0.5 Btu/hr-pie²-˚F (2839 W/m²-˚C).

Propiedades: El comportamiento de la  fase densa con sus propiedades fueron calculada aplicando la EDE Peng – Robinson [4] dentro del conjunto computacional (software)  ProMax [5]. ProMax también fue aplicado para la determinación de los perfiles de presión y temperatura a través de la línea.

Resultados y Discusiones:

Las Figuras 1 al 4 presentan las envolventes, hielo seco (región de congelamiento CO_{2 ,} mas los perfiles de  presión y temperatura para 1, 5, 10, and 15  % molar N₂ impurezas, respectivamente . La rugosidad relativa, (ε/D),  de 0.00013, y coeficiente total de intercambio de calor  (U) de 0.5 Btu/hr-˚F-pie² (2.839 W/m²-˚C), fueron aplicados.

Figura 1. Envolvente de Fases, mas distribución de temperatura para para un % molar de 99% CO₂+ 1 %molar N₂, ε/D =0.00013, y U=0.5Btu/hr-˚F-p² (2.839 W/m²-˚C).

Figura 2, Diagrama de Fases   mas perfiles de  presión-temperatura  para  95 mole % CO₂ + 5 mole % N₂, ε/D=0.00013, y U=0.5 Btu/hr-˚F-pie² (2.839 W/m²-˚C)

Figura 3. Diagrama de Fases, y perfiles de presión-temperatura  de un  90 % molar % CO₂ + 10 % molar % N₂, ε/D=0.00013, y U=0.5 Btu/hr-˚F-pie² (2.839 W/m²-˚C)

Figura 4. Diagrama de Fases, y distribución de presión – temperatura paaraun gasoducto de fase densa con  85 % molar CO₂ + 15 % molar  N₂, ε/D=0.00013, y U=0.5 Btu/hr-˚F-pie² (2.839 W/m²-˚C).

El impacto de las impurezas del N2 sobre la distribución de temperatura se muestra en la Figura  5. Ésta indica que el N2 imparten efecto despreciable en éste perfil.

La Figura 6 presenta el efecto de las impurezas de  N2 sobre la distribución de presión. Ésta indica que en función del aumento de éstas impurezas la caída de presión incrementa, Esto se puede explicar por el hecho de que con el aumento de las impurezas del N₂, la densidad de la mezcla se reduce, por consecuencia aumentando la velocidad. Nótese que la caída de presión es proporcional al cuadrado de la velocidad, e inverso a la densidad. Mientras la viscosidad disminuye con aumento de las impurezas, su impacto no es de la dimensión del impacto de la densidad. La Tabla 1 presenta la variación de la densidad de la mezcla como función del % molar de N₂.

Tabla 1. Efecto de las impurezas del  N₂ sobre la densidad (ρ)  y viscosidad (µ) de la mezcla a condiciones de alimentación de 2030 lpca (14 MPa) y 104˚F (40˚C)

Conclusiones:

Analizando la Tabla 1, más las Figuras 1 al 6, podemos arrojar las siguientes conclusions:

1. Para el rango entre 0 al 15 % molar del N2, el efecto de las impurezas del N2 en el perfil de temperaturas de un gasoducto son despreciables.
2. Mientras las impurezas del N2 se ven incrementadas, la caida de presión en el ducto se ve aumentada debido al cambio de las propiedades termofísicas.
3. Es preciso aplicar propiedades termofísicas certeras, y emplear el uso de la envolvente de fases para evitar cualquier problemática operacional.