En los Previos del Mes (PDM) pasados, hemos discutido el comportamiento fásico y contenido de agua para un gas natural dulce, agrio, y los sistemas de gases ácidos – agua. Específicamente, en los previos del mes (PDM) de Noviembre 2007 [1], Febrero 2014 [2], y Septiembre [3], hemos discutido el comportamiento fásico de gases naturales agrios y el gas ácido saturados con agua. Igual hemos demostrado la certeza de los métodos recortados y rigorosos de cómputo. En el PDM de Abril 2015 [4], se introdujeron correlaciones y gráficos para estimar el contenido de agua de gases agrios.

En este Previo del Mes (PDM), estudiaremos el impacto de la densidad relativa (Gravedad Específica, SG) sobre el contenido de agua de un gas dulce saturado. Los resultados de este estudio incluyen el contenido de agua de gases naturales como función de su densidad relativa entre el rango de 0.60 hasta 0.80.

Cuatro temperaturas de 4.4, 23.9, 37.8 y 149 °C (40, 75, 100, y 300 °F) fueron  considerados. Para cada temperatura, el contenido de agua saturado fue calculado para presiones de 1724, 3448, 6897, y 13 793 kPaa (250, 400, 100 y 2000 lpca).

Cómputo para el Contenido de Agua

Las composiciones de cuatro mezclas de gases estudiadas en éste análisis se presentan en la Tabla 1. La ecuación de estado Soave-Redlich-Kwong (SRK EOS –EDE) [5] en el ProMax [6] fue aplicado para la predicción del contenido de agua de estas composiciones a distintas presiones y temperaturas. Un diagrama de flujo de proceso  simplificado de este estudio es presentado en la Figura 1. El gas-seco de alimentación a la presión y temperatura especificada fue primero saturado con agua y pasado por un separador. El contenido de agua y gravedad específica del vapor despojado del separador fueron anotados.

Resultados y Discusión

Las Figuras 2 al 5 presentan el contenido de agua saturado del gas natural como función de la densidad relativa del gas y presiones de 1724 hasta 13793 kPaa (250 hasta 2000 lpca) para temperaturas de 4.4, 23.9, 37.8 y 149 °C (40, 75, 100, y 300 °F), respectivamente.

Tabla 1. Las composiciones para los cuatro gases con densidades relativas dadas (Gravedad Específica, SG)

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Figura 1. Diagrama simplificado de flujo de proceso

Figura 1. Diagrama simplificado de flujo de proceso

Figura 2. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 4.4 °C (40 °F).

Figura 2. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 4.4 °C (40 °F).

Figura 3. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 23.9 °C (75 °F).

Figura 3. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 23.9 °C (75 °F).

Figura 4. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 37.8 °C (100 °F).

Figura 4. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 37.8 °C (100 °F).

Figura 5. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 149 °C (300 °F).

Figura 5. Variación del agua de saturación para un gas dulce con densidad relativa y presión a 149 °C (300 °F).

Mientras que los resultados presentados en los diagramas están de acuerdo con la Figura 6.1 de la Referencia [7], no se observa esta coincidencia con el factor de corrección sugerido en el injerto de la Figura 20-3 del Manual GPSA [8], mas los resultados de la Referencia [9]. Para los gases con densidad relativa entre 0.6 hasta 0.8, la figura del  GPSA arroja un factor de corrección entre 1 hasta aproximadamente 0.97, el cual   debe ser multiplicado por el contenido de agua del gas saturado dulce con densidad relativa de 0.6. Este estudio indica que para el rango de densidad relativa de 0.6 hasta 0.8, el contenido de agua no es función de la composición del gas.  Para verificar los resultados de este estudio,  el contenido de agua del gas saturado para varias composiciones fueron comparadas con las mismas del conjunto computacional (software) del EzThermo [10]. El SRK EDE (EOS) el el “software” EzThermo fue desarrollado y regresionado para para predecir las propiedades de un gas natural sintético dulce y composiciones de un gas natural [11]. Lo mismo es igual de válido para la EDE de SRK dentro del ProMax . La comparación de estos dos conjuntos computacionales se presenta en la Tala 2. Ésta indica un excelente acuerdo entre estos dos “software”.

Tabla 2. Comparación del contenido de agua de saturación predicho por el ProMax [6], y el EzThermo [10] a 37.8 °C (100 °F)

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Conclusiones

Las Figuras  2 al 5 cubren un amplio rango de presiones y temperaturas comúnmente detectadas en la operación de procesamiento de gas. El análisis de las Figuras 2 hasta la 5 indica que la densidad  relativa arroja impacto mínimo sobre el contenido de agua de saturación de los gases naturales dulces.  Ésta conclusión presenta validez dentro de los siguentes rangos:

  1. Densidad relativa del gas dulce entre 0.6 hasta 0.8
  2. Rango de temperatura de 4.4 hasta 149 °C (40 a 300 °F)
  3. Rango de presión de 1724 to 13793 kPaa (250 a 2000 psia)

Data adicional experimental de contenido de agua se adquieren y analizan por el Comité de Investigación del GPA para poner al día el factor de corrección presentado en la referencia [8]. De esta data disponible para la fecha, parece ser que la corrección es mínima, si alguna, para las composiciones del gas, y rangos de temperaturas y presiones que ocurren típicamente dentro de las facilidades de procesamiento de petróleo y gas. Esto se confirmará una vez que sean publicados estos resultados del Comité de investigación del GPA.

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Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2014/09/lean-sweet-natural-gas-water-content-correlation/
  2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2007/11/water-sour-natural-gas-phase-behavior/
  3. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2014/09/lean-sweet-natural-gas-water-content-correlation/
  4. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2014/02/acid-gas-water-content/
  5. Soave, G., Chem. Eng. Sci., Vol. 27, pp. 1197-1203, 1972.
  6. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2014.
  7. Campbell, J.M., “Gas conditioning and Processing, Vol. 1: The Basic Principles”, 9th Edition, 2nd Printing, Editors Hubbard, R. and Snow–McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 2014.
  8. GPSA Engineering Data Book, Section 20, Volume 2, 13th Edition, Gas Processors and Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, 2012.
  9. Maddox, R.N., L.L. Lilly, M. Moshfeghian, and E. Elizondo, “Estimating Water Content of Sour Natural Gas Mixtures”, Laurence Reid Gas Conditioning Conference, Norman, OK, Mar., 1988.
  10. EzThermo, Moshfeghian, M. and R.N. Maddox, 2015.
  11. GPA Research Report RR-42, Predicting Synthetic Gas and Natural Gas Thermodynamic Properties Using a Modified Soave Redlich Kwong Equation of State, Oklahoma State University, August 1980