Durante los anteriores Previos del Mes (PDM), hemos discutido el comportamiento fásico del gas natural dulce – agua, gas natural agrio – agua, y sistemas de gas ácido – agua. Éstos han sido expuestos en los PDM de Octubre 2007 TOTM [1], Noviembre 2007 TOTM [2], y Diciembre 2007 TOTM[3], respectivamente.  En este PDM revisitaremos el escenario del gas ácido – agua (vapor). Específicamente, serán evaluados distintos métodos para las predicciones del contenido del vapor de agua en sistemas de gas ácido, basándose éstos en data experimental tomada de la literatura. Diagramas exponiendo el contenido de agua compatible con la información experimental para el CO2, H2S puro, así como el C1H4 puro mas sus mezclas se generan y son presentados.  Estos gráficos pueden ser aplicados para los cómputos de tipo facilidades mas la resolución de la problemática operacional.

La Tabla 1 presenta las composiciones de varios gases ácidos evaluados en este estudio, junto con sus contenido de agua a condiciones saturadas (en porcentaje molar) de data experimental [4] y de las predicciones por cinco métodos. Los resultados de Maddox , et. al [5] fueron generados aplicando el conjunto de simulación numérica (software) GCAP [6] y los de Erbar et. al. [7] generados por el “software” EzThermo [8]. Los resultados Wichart & Wichart [9], y Yarrison et. al. [10] fueron obtenidos del GPA RR-210 [11]. La última columna presenta los resultados arrojados por el SRK de ProMax [12].

La Tabla 1 indica que mientras la concentración total de gas ácido es menor que un 60 porcentaje molar, todos los cinco métodos generan resultados con certeza dentro del rango experimental. Sin embargo, para mayores concentraciones del gas ácido, los métodos Yarrisonet al.[10] y ProMax[12] presentan resultados de mayor confiabilidad.

Tabla 1. Certeza de los cinco métodos aplicables en la predicción del contenido de agua para los gases ácidos.

* Reportado en el GPA RR-210 [11]; ** Error %=100(Valor Exp –  Val Cal)/(Valor Exp)

La Tabla 2, y Figura 1 presentan el análisis de error para la predicción de 74 mezclas adicionales de los gases ácidos. El detalle de los datos puntuales, y fuente de los puntos experimentales se exponen en el  GPA RR-210 [11]/. Los cinco métodos bajo análisis son los de Maddox et al. [5], Robinson et al. [13], Wichert&Wichert [9], Yarrison et al. [10], y ProMax [12].  Con la excepción de los resultados ProMax [12], los métodos de estimación del análisis de error para el contenido de agua por los cuatro remanentes fueron extraídos del GPA RR-210 [11].

Tabla 2. Certeza de los cinco métodos aplicados en la predicción del contenido de agua de las 74 mezclas de gas.

* Reportado en el GPA RR-210 [11]
**  % Error Absoluto = (100/74) Σ|( Valor Exp –  Valor Cal)|/(Valor Exp)

La Figura 1 presenta el análisis de error de forma gráfica para las mismas 74 mezclas presentadas en la Tabla 2. Basados en los análisis de error de las Tablas 1,2, y la Figura 1, el método ProMax fue el seleccionado para generar los diagramas del contenido de agua para el  CO2 puro, H2S, puro, y sus mezclas.

Figura 1. Certeza de los cinco métodos para la predicción del contenido de agua de las 74 mezclas de gases.

El equilibrio de fases en el sistema H2S + agua y el CO2 + agua es la clave concerniente a la discusión sobre el contenido de agua de un sistema de gas ácido. Las Figuras 2 (SI), y 2(fps) presentan el contenido de agua de un H2S puro arrojado por el ProMax [12] como función de presión y temperatura, en el sistema de unidades internacionales (SI), así como las de campo    (Ingenieriles – fps en libra, pie, segundo). Este comportamiento se muestra en el grafico citado, es algo complejo y es explicado en detalle por Carroll [14]:

“A bajas presiones el Sulfhídrico (H2S) + agua existe en fase gaseosa. A estas condiciones el contenido de agua tiende a mermar con aumento de presión, lo cual es esperado. Eventualmente se logra una presión en donde el H2S es licuado. En este gráfico se representa esta condición por la discontinuidad de la curva y una línea intermitente une la transición de fases. Existe un cambio de salto en el contenido de agua cuando se presenta una transición del vapor a líquido. En el caso del sulfuro de hidrógeno el contenido de agua del H2S líquido es mayor a la del vapor coexistente de equilibrio. Esto es contrario al comportamiento de los hidrocarburos livianos en donde el contenido de agua el en hidrocarburo líquido es menor que el vapor de equilibrio coexistente.

Dentro de la región de transición, el gas ácido existe tanto en la fase de vapor así como de líquido. La saturación de agua en la fase de vapor es presentada por el valor inferior, mientras que el contenido de agua en la fase líquida es el valor superior.

Las Figuras 3 (S), y 3(fps) presentan el contenido de agua del CO2 puro mas el C1H4 puro pronosticado por el ProMax [12] como función de presión y temperatura, en el sistema internacional de unidades (SI), y unidades ingenieriles (fps) . Cuando las Figuras 2, y 3 fueron superpuestas sobre las Figuras 20-5, y la 20-6, respectivamente, del Texto de Data GPSA [15] se logró una coincidencia muy concordante. Las dos figuras en este texto del GPSA se basan en la data experimental del modelo  Yarrison et al.

En general el comportamiento fásico del sistema CO2 + agua es tan complejo como el de H2S + agua. El liquido enriquecido en CO2 solo se presenta cuando la temperatura es menor que aproximadamente  32.2°C (90°F). Como se muestra en la Figura 3 (así como en la Figura 2 reportada por Maddox, y Lilly [16], el contenido de agua del CO2 exhibe un mínimo.

La Figura 4 presenta el comportamiento de fases del CO2 puro, H2S puro y tres mezclas de éstos conteniendo 2 porcentaje molar del C2H4. Sus cartas de contenido de agua correspondientes son expuestas en la Figura 5.

Resumen:

Existen varios métodos disponibles que poseen aplicación para lograr la predicción del contenido de agua de los gases ácidos. La mayoría de éstos se basan en ecuaciones de estado, así como modelos termodinámicos. Como se ha detallado en este contenido, el comportamiento de fases es complejo y se debe ejercer un cuidado acentuado para asegurar las predicciones acertadas. Aun cuando no detallado en este estudio, los hidratos igual pueden formarse, los cuales impactan significativamente el equilibrio de fases.

Distinto métodos aplicados en las predicciones del contenido de agua de los gases ácidos son evaluados basados en la data experimental disponible en la literatura. Adicionalmente, los diagramas del contenido de agua compatibles con la data experimental para los componentes puros  CO2, H2S, CH4  ms sus mezclas se generan y son presentados. Éstos gráficos pueden ser aplicados para los cómputos relacionados con las facilidades, así como para la solución de la problemática operacional (troubleshooting).

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By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por : Dr. Frank E. Ashford

References:

  1. Moshfeghian, M. “Water-Sweet Natural Gas Phase behavior,” http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2007/10/water-sweet-natural-gas-phase-behavior/, October 2007.
  2. Moshfeghian, M., ”Water-Sour Natural Gas Phase Behavior,”http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2007/11/water-sour-natural-gas-phase-behavior/, November 2007.
  3. Wright, W. and M. Moshfeghian, “Acid Gas-Water Phase Behavior,” http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2007/12/acid-gas-water-phase-behavior/, December, 2007.
  4. Huang, S.S.S., A.D. Leu, H.J. Ng, and D.B. Robinson, “The Phase Behavior of Two Mixtures of Methane, Carbon Dioxide, Hydrogen Sulfide, and Water” Fluid Phase Equil. 19, 21-32, 1985.
  5. Maddox, R.N., L.L. Lilly, M. Moshfeghian, and E. Elizondo, “Estimating Water Content of Sour Natural Gas Mixtures”, Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Norman, OK, Mar., 1988.
  6. GCAP8.3, John M. Campbell & Co., Norman, Oklahoma, December 2010.
  7. Erbar, J.H., A.K. Jagota, S. Muthswamy, and M. Moshfeghian, “Predicting Synthetic Gas and Natural Gas Thermodynamic Properties Using a Modified Soave-Redlich-Kwong Equation of State,” Gas Processor Research Report, GPA RR-42, Tulsa, USA, 1980.
  8. EzThermo, Chemical Engineering Consultants, Inc, Stillwater, Oklahoma, 2010.
  9. Wichert, G. C. and E. Wichert, “New Charts Provide Accurate Estimation for Water Content of Sour Natural Gas”, O&G J, pp 64-66, Oct. 27, 2003..