El agua se produce con el petróleo y gas. Un pregunta que viene a la mente es: “Porqué es importante el agua?” La presencia del agua puede incurrir en la corrosión, congelamiento y la formación de hidratos. Todos estos problemas se propician por la presencia de los gases ácidos tales como el H2S , y el CO2.  El contenido de agua de un gas depende de la temperatura, presión, y composición del gas conteniendo el agua. El gas agrio es capaz de retener mayor cantidad de agua que un gas dulce a las condiciones típicas de operaciones, las cuales se observan en una facilidad de deshidratación del gas.  Existen varios métodos para logra el cómputo de este contenido de agua de un gas agrio. Los detalles de éstos se pueden revisar en el Capítulo 6 del Volumen I del “Gas Conditioning and Processing” [1], mas el Captítulo 20 del Manual de Data del GPSA (Gas Processors and Suppliers Association) [2].

En el PDM de Noviembre 2007, hemos discutido el comportamiento fásico de un gas agrio saturado con agua. Aplicando data experimental, también demostramos la certeza del método simplificado de Maddox, et. al. [3] mas un proceso rigoroso basado en una ecuación de estado.

En este PDM, presentaremos un juego de correlaciones y tablas simplificadas para estimar el contenido de agua de un gas agrio directamente, sin tener que averiguar éste mediante la condición para un gas dulce. Éstas correlaciones se basan en las tablas de  Wichert and Wichert, la (Figura 20-9 del Manual  de datos GPSA),  más la ecuación  Wagner and Pruss  para el  vapor de agua, así como la correlación Bukacek  para el estimado  del contenido de auga de un gas dulce. Las correlaciones adelantadas son válidas hasta presiones de 24 mPA (3500 lpca), temperaturas hasta  175°C (350°F),  y concentraciones equivalentes del H2S hasta 50 % mol. La certeza de la correlación propuesta fue comparada contra data limitada experimental, y un método rigoroso aplicando una ecuación ce estado.

Correlaciones y Cartas Propuestas

La presión de vapor del agua pura entre 0 hasta 360, (32 to 680) puede ser calculada por la ecuación Wagner-Pruss [5].

eq1

Donde:

 τ = 1 – (T/TC)

La temperature crítica, TC = 647.096 K y presión crítica , PC = 22.064 MPa, T en K, y  PV in MPa, mas

a1 = −7.85951783,     a2 = 1.84408259,     a3 = −11.7866497,      a4 = 22.6807411,

a5 = −15.9618719,     a6 = 1.80122502

Bukacek [6] sugirió una correlación relativamente sencilla para la retención del vapor de agua para un gas dulce como sigue:

eq2+3

Donde T es en °F and PV and P deben reflejar las mismas unidades  (kPaa o lpca).  Esta correlación es reportada a ser precisa para temperaturas entre 15.5 and 238°C (60 y 460°F) y para presiones entre 0.10 hasta 70 MPa (15 a 10,000 lpca).

Basado en el gráfico de Wichert y Wichert, el contenido de agua de un gas agrio se puede aproximar multiplicando ésta valor para el gas dulce por un factor, F, el cual corrige por el debido contenido de agua. Este factor, F, es función de la concentración equivalente del H2S (HEC), presión y temperatura. La concentración equivalente del H2S se define por:

eq4

Para poder desarrollar la correlación apropiada, hemos definido un término intermedio representado por X, como función de la temperatura y HEC, e.i. X= f(T,HEC).

X = α + βT + γT2                                                                                                  (5)

donde T es  en °F mas:

α = 195.262 / [1+26.162 e(-0.0957HEC)]                                                                    (6)

β = -0.8374 / [1+ 27.813 e(-0.0991HEC)]                                                                    (7)

γ = 0.0011 / [1+ 22.051 e(-0.0861HEC)]                                                                      (8)

El factor de corrección para el índice agrio, F, se define como:

F = a + bX + cX2                                                                      (9)

Donde X es calculado por la Ec. (5), y los parámetros a, b, y c se expresan en términos de la presión (P) en lpca como sigue:

a = 1.00 + 6.73×10-5P – 8.98×10-8P2 +4.48×10-11P3 – 6.55×10-15P4                       (10)

b = 0.00059 – 1.78×10-7P + 5.28×10-9P2 – 2.03×10-12P3 + 2.79×10-16P4                  (11)

c = 3.18×10-6 + 3.24×10-8P + 3.08×10-11P2 +2.28×10-16P3 – 2.60×10-19                (12)

Las ecuaciones 5 – 12 pueden ser aplicadas para un rango de 0 %<HEC< 50 %. Sin embargo, para generar resultados de mayor certeza dentro de un rango de 0% < HEC < 10% éste factor de corrección FHEC (igual al F de la ec. 9) puede ser interpolado entre F a HEC de cero (gas dulce) , y un F al HEC de 10 (FHEC10%) calculado por las ecuaciones 5 -12 como sigue:

FHEC = FHEC10%   (FHEC10% 1)(10 HEC)/10                                                   (13)

Procedimiento para el Cómputo:

  1. Calcular el contenido de agua para un gas dulce por las Ecs. 1, 2, and 3.
  2. Calcular el HEC (concentración equivalente del H2S) mediante la Ec. 4.
  3. Calcular X más los parámetros por las Ecs. 5 hasta la 8.
  4. Calcular el Factor de Corrección Agrio (F) por las Ecs. 9 hasta la 13.
  5. Calcular el contenido de agua del gas agrio multiplicando el contenido del gas dulce (Paso 1) por el Factor  de Corrección Agrio , F, : (Pasos 2-4).

Basado en las correlaciones y procedimiento sugeridos varias tablas fueron generadas aplicando una hoja de cálculo. Las Figuras 1, 2, y 3 presentan los Factores de Corrección Agrio para presiones de 140, 1400, and 21000 kPaa (20, 203, and 3045 lpca), respectivamente.

Figura 1. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 140 kPaa (20 lpca)

Figura 1. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 140 kPaa (20 lpca)

Figura 2. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 1400 kPaa (203 lpca)

Figura 2. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 1400 kPaa (203 lpca)

Figura 3. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 21000 kPaa (3045 lpca)

Figura 3. Variación del Factor de Corrección Agrio, F, con la concentración equivalente del H2S y temperatura a 21000 kPaa (3045 lpca)

Figura 4a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 140 kPaa

Figura 4a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 140 kPaa

Figura 4b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 20 lpca

Figura 4b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 20 lpca

Figura 5a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 1400 kPaa

Figura 5a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 1400 kPaa

Figura 5b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 203 lpca

Figura 5b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 203 lpca

Figura 6a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 21000 kPaa

Figura 6a. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 21000 kPaa

Figura 6b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 3045 lpca

Figura 6b. Contenido de Agua para un gas agrio como función de la concentración equivalente del H2S y temperatura a 3045 lpca

Evaluación del Modelo

Para evaluar la certeza de las correlaciones propuestas, el contenido de agua de varias mezclas de gases agrios fueron calculadas y comparadas contra data experimental más otros métodos de cómputo aligerado, y adicionales más rigorosos. La comparación de 12 mezclas de gas agrio para dos isotermas y presión de 1380 kPaa (200 lpca) adjunto a varias mediciones de contenido de agua del GPSA RR 174 [7] analizados en este estudio se presentan en la Tabla 1. El contenido de agua pronosticado mediante las correlaciones propuestas se comparan con esta data experimental más los resultados obtenidos de Maddox, et. al. [3], y ProMax [8]. El porcentaje de desviación entre los resultados predichos son presetnados en la Tabla 1.

El contenido de agua computado por estos tres métodos se grafican contra la data experimental en las Figuras 7, y 8 para las dos isotermas de 48.9 y 93.3 °C (100, y 200 °F) respectivamente. La Figura 7 indica que aunque existen desviaciones entre la data pronosticada y la experimental, los resultados de estos tres métodos  se ven en acuerdo entre los mismos. La Figura 8 indica un mayor acuerdo entre la data pronosticada y experimental, pero el acuerdo entre la data expuesta no se vende un acuerdo tan explícito como en la Figura 7.

Tabla 1. Comparación del contenido de agua  pronosticada por las correlaciones propuestas (W-W), Maddox, et. al. Y ProMax con la data experimental [5] de varias mezclas de gases agrios a 1380 kPaa (200 lpca).

* Porcentaje de desviación = 100(Valor Experimental - Valor Calculado)/(Valor Calculado)

* Porcentaje de desviación = 100(Valor Experimental – Valor Calculado)/(Valor Calculado)

Figura 7. Contenido de Agua Calculado por Weichert y Weichert, Maddox, et. al. , y Pro Max contra data experimental a 48. 9°C (120°F) y 1380 kPaa (200 lpca).

Figura 7. Contenido de Agua Calculado por Weichert y Weichert, Maddox, et. al. , y Pro Max contra data experimental a 48. 9°C (120°F) y 1380 kPaa (200 lpca).

fig8

Conclusiones

Las siguientes conclusiones se pueden adelantar basadas ésta en los resultados de este estudio:

  1. Basado en las cartas de Wichert y Wichert para el contenido de agua para un gas agrio un conjunto de correlaciones (Ecuaciones 5 al 12) para un cómputo mediante hoja de cálculo fueron desarrolladas y presentadas.
  2. Las correlaciones expuestas presentan validez para presiones hasta 14 MPa (3500 lpca), temperaturas hasta 175°C (350°F) y concentración equivalente del  H2S hasta el 50 % molar.
  3. Basado en las correlaciones desarrolladas, un juego de cartas fáciles de aplicar (Figuras 4 al 6) fueron preparadas y presentadas, las cuales pueden ser empleadas para calcular el contenido de agua de un gas agrio directamente. Contrario al intento original de las cartas de Wichert y Wichert no es requerido identificar el contenido de agua para el gas dulce.
  4. Como ejemplo, la certeza de éstas correlaciones desarrolladas fueron comparadas contra date experimental limitada a baja presión de 138 kPaa (200 lpca).

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Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por : Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. 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.
  2. GPSA Engineering Data Book, Section 20, Volume 2, 13th Edition, Gas Processors and Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, 2012.
  3. 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.
  4. Wichert, G. C. and E. Wichert, “Chart Estimates Water Content of Sour Natural Gas,” Oil & Gas J., p. 61, Mar. 29, 1993.
  5. Wagner, W.  and Pruss, A.,  J. Phys. Chem. Reference Data, 22, 783–787, 1993.
  6. Bukacek, R.F., “Equilibrium Moisture Content of Natural Gases” Research Bulletin IGT, Chicago, vol. 8, 198-200,  1959.
  7. Ng, H.-J., C.-J. Chen, and H. Schroeder, “Water Content of Natural Gas Systems Containing Acid Gas”, Research Report RR-174, Gas Processors Association, Tulsa, OK, 2001.
  8. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2014.