El contenido de agua de los gases naturales en equilibrio con el agua se aproxima comúnmente aplicando la Figura 6.1 del Texto Campbell o la Figura 20.4 del Manual de “Gas Processors and Suppliers Association”. En los Previos del Mes (PDM) de Octubre, Noviembre, Diciembre del 2007, Febrero 2014, y Septiembre 2014, hemos estudiado en detalle el comportamiento de fases de los gases dulces y agrios más los sistemas de gases ácidos. Hemos presentado varias correlaciones más la certeza de éstas para lograr la aproximación del contenido de agua de los gases dulces, los agrios, más los sistemas de gases ácidos.

 

En este PDM evaluaremos los rangos de aplicación de temperatura, y presión en el citado estimado para el contenido de agua de los gases dulces. Adicionalmente, se compara el rendimiento de estas correlaciones en comparación con los cómputos rigorosos basados en una ecuación de estado.

 

 

Contenido de Agua de Equilibro a Baja Presión

Asumiendo que la fase de vapor es un gas ideal, y la fase líquida es una solución ideal, la igualdad de las fugacidades del agua en equilibrio se simplifica a la ley de Raoult.

 

(1)

Dónde:

yw = fracción molar del agua en la fase de vapor

PV = presión de vapor del agua a la temperatura del sistema.

P = presión del sistema

xw = fracción molar del agua en la fase líquida

 

La fracción líquida puede fijarse en xw = 1 por cuanto la solubilidad de la fase de hidrocarburos en esta es despreciable, y para incluir casos donde no existe la fase líquida de hidrocarburos – solo vapor + agua líquida. De manera que, para una presión y presión de vapor indicada, la fracción molar del agua en la fase de vapor se obtiene mediante la Ecuación 1.

 

A condiciones ideales, la fracción molar del agua en la fase de gas puede ser estimada dividiendo la presión de vapor del agua PV , a la temperatura indicada , T, por la presión del sistema , P. La presión de vapor del agua, entre 0 a 360 °C (32 a 680 ºF) puede ser calculada aplicando a siguiente correlación [3]:

 

(2)

 

Donde :

τ = 1 – (T/TC)

La Temperatura Crítica TC = 647.096 K (1164.77 °R), y la Presión Crítica PC = 22064 kPa, (3199.3 lpca) T in K (°R), and PV in kPa (lpca), más

a1 = −7.85951783

a2 = 1.84408259

a3 = −11.7866497

a4 = 22.6807411

a5 = −15.9618719

a6 = 1.80122502

 

Conociendo que un kmol de agua = 18 kg (1 lbmol = 18 lbm) y un kmol de gas ocupa 23.64 Sm3 a condiciones estándar de 15 and 101.3 kPa (una lbmol de gas ocupa 379.5 PCS a condiciones estándar de 60 ° F, y 14.7 lpca), el contenido ideal de agua se calcula mediante :

(3)

 

Correlación Bukacek

Bukacek ha sugerido una correlación relativamente sencilla para el contenido de agua de un gas natural dulce como sigue:

(4)

 

(5)

 

donde T es en °F y PV más P asumen presiones absolutas en lpca (kPa).

 

Esta correlación se reporta ser acertada para temperaturas entre 60 y 460 °F (15.5 and 238°C) y para presiones 1 entre 5 hasta 10,000 lpca (0.105 a 69.97 MPa).

 

 

Evaluación del contenido de agua mediante la Ley de Raoult (Ideal)

El rendimiento de la ley de Raoult para el estimado del contenido de agua de los gases naturales dulces fue evaluado contra la correlación Bukacek [4], procedimiento GCAP [5] y dos programas de simulación. El contenido de agua mediante el GCAP se basa en la Figura 6.1 del texto Campbell [1]. La ecuación de estado EDE SRK (Soave-Redlich-Kwong) con sus parámetros binarios de interacción preestablecidos fue aplicado en ambas simulaciones. Las composiciones de los gases se muestran en la Tabla 1. La ley de Raoult, el programa GCAP, más la correlación Bukacek son independientes de la composición del gas.

 

Tabla 1. Composicion de los gases dulces

 

En los simuladores existen varias opciones para pronosticar el contenido de equilibrio de agua de una corriente de gas que pueden resultar en diferencias de las respuestas. En este estudio la fracción molar del agua en la corriente de consideración es multiplicada por 47430 para fijar lbm/MMpcs (o 761420 para lograr kg/106 Sm3).

 

Las Figuras 1 al 5 presentan el porcentaje de desviación para el contenido de agua estimado por la ley de Raoult, el programa GCAP, y dos programas de simulación (Sim B y Sim C). En cada figura, el porcentaje de desviación del porcentaje de agua por la ley de Raoult y el programa GCAP, Sim B, y Sim C se presentan en la coordenada vertical. Los métodos ley de Raoult y GCAP son independientes de la composición, mientras que Sim B, y C son dependientes de ésta.

 

Los valores de presión son 25, 50, 100, 200, y 300 lpca (172, 344, 690 1379, y 2069 kPa); respectivamente. Para cada presión los resultados para las cuatro isotermas de 40, 80, 120, and 160 °F (4.4, 26.7, 48.9, 71.1 °C) son are presentadas.

 

La Figura 1 indica que una baja presión de 25 lpca (172 kPa), las desviaciones de la ley de Raoult’s law para el contenido de agua vs. los otros tres métodos son mínimos y entre -4 to +1 %, con rango de 5%.

 

Figura 1. Contenido de Agua por la Ley de Raoult vs. GCAP y dos simuladores a 25 lpca (172 kPa)

 

La Figura 2 indica que a la baja presión de 50 lpca (345 kPa), las desviaciones de la ley de Raoult’s para el contenido de agua y las diferencia con los otros tres métodos son mínimos con diferencia de -3 to +2 %, y rango de 5%.

 

Fig 2. Water content by Raoult’s law vs GCAP and two simulators at 50 psia (345 kPa)

 

La Figura 3 indica que a la baja presión de 100 lpca (690 kPa), las desviaciones de la ley de Raoult para el contenido de agua varía levemente con los otros tres métodos indicando diferencia de -1 to +4 %, con rango de of 5%.

 

Fig. 3. Contenido de Agua por la ley de Raoult vs GCAP y dos simuladores a 100 lpca (690 kPa)

 

 

Este análisis de la Figura 1 al 5 indica que para presiones hasta 100 lpca (690 kPa), la predicción para el contenido de agua de un gas mediante la ley de Raoult refleja desviación con los otros métodos en un 4%.

 

La Figura 4 indica que a presiones mayores de 200 lpca (1379 kPa) las desviaciones para el contenido de agua mediante Raoult en comparación con los otros tres métodos son mayores entre 0 a +9%. Esta figura también indica que la ley de Raoult indica la desviación contra el GCAP es la mayor mientras que el simulador B rinde la minima.

 

La Figura 5 indica que a presiones mayores de 300 lpca (2069 kPa) las desviaciones para el contenido de agua mediante Raoult en comparación con los otros tres métodos son mayores entre +5 hasta +14 % con rango de 9 %. Esta figura también indica que la ley de Raoult indica la desviación contra el GCAP es la mayor mientras que el simulador B rinde valores menores.

 

En general, para cierta combinación de presión y temperatura las cuales resultan en una fase densa (baja presión m alta temperatura), existen menores desviaciones con la ley de Raoult con los resultados de simulación basados en las EDE (ecuación de estado).

 

La Tabla 2 presenta la desviación absoluta más el valor ponderado de ésta desviación de la ley de Raoult vs. los métodos GCAP, Sim B, C y Bukacek aplicando 140 puntos evaluados. Nótese que para cada temperatura, cuatro gases con composiciones indicadas en la Tabla 1. fueron evaluados. La Tabla 2 presenta que la ley de Raoult posee la menor desviación contra el Bukacek, y la máxima contra para el GCAP, mientras que el ponderado es menos de 4% para presiones hasta 300 lpca (2069 kPa), y temperaturas de 160°F (71°C).

 

Fig. 4 Contenido de agua ley de Raoult vs GCAP y dos simuladores a 200 lpca (1379 kPa)

 

 

Fig. 5 Contenido de agua ley de Raoult vs GCAP y dos simuladores a 300 lpca (2069 kPa)

 

 

Tabla 2. Desviación contenido de agua ley de Raoult vs 4 métodos

 

Adicional a los sistemas de gases dulces, hemos determinado la fracción molar de equilibrio de propano vapor aplicando los simuladores B, y C, el método Bukacek, y la ley de Raoult (ideal). La Tabla 3 presenta los porcentajes de desviación de estos 4 métodos de la correlación ajustada y reportada en el GPS RR 132 [6]. La certeza de estos cuatro métodos se ubica dentro de la data experimental. Debe notarse que para temperaturas 53.8°F and 47.9°F, la presiones experimentales correspondientes fueron 98 lpca y 90 lpca, respectivamente.

 

 

Tabla 3. Predicciones para el contenido de agua de propano vs RR 132 experimental [6]

 

Conclusiones:

El rendimiento de la ley de Raoult para estimar el contenido de agua de los gases naturales dulces contra 4 métodos es presentado. Los cuatro métodos son GCAP, Simuladores A, B y la correlación Bukacek. Las siguientes conclusiones pueden arrojarse.

  1. La ley de Raoult (Eq. 1) combinado con una expresión para estimar la presión de vapor de agua (Eq. 2) es herramienta sencilla para calcular el contenido de agua de los gases naturales dulces.
  2. En general, para una combinación de presión y temperatura las cuales resultan en menor gas denso,( baja presión y alta temperatura), existen menores desviaciones de la ley de Raoult vs los simuladores los cuales se basasn en las EDE (ecuaciones de estado).
  3. La Tabla 2 indica que el contenido de agua mediante Raoult reflejan menor desviación con la correlación de Bukacek, y las máximas con GCAP.
  4. La ponderada desviación de los sistemas considerados en este previo reflejan valor menos de un 4%, con la máxima menor de 13.6% (Tabla 2) para presiones hasta 300 lpca (2069 kPa) y temperaturas hasta   160°F (71°C).

 

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By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por Dr. Frank E. Ashford

 

 

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References

  1. R. Kobayashi, “Water content of ethane, propane, and their mixtures in equilibrium with water and hydrates,” Gas Processor Association Research Report (GPA RR 132), Tulsa, Oklahoma, 1991.andSong, K
  2. GCAP 9.2.1, Gas Conditioning and Processing, PetroSkills/Campbell, Norman, Oklahoma, 2015.
  3. Bukacek, R.F., “Equilibrium Moisture Content of Natural Gases” Research Bulletin IGT, Chicago, vol 8, 198-200,  1959.
  4. Wagner, W.  and Pruss, A.,  J. Phys. Chem. Reference Data, 22, 783–787, 1993.
  5. GPSA Engineering Data Book, Section 20, Volume 2, 13th Edition, Gas Processors and Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, 2012.
  6. Campbell, J.M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles, 9th Edition, 2nd  Printing, Editors Hubbard, R. and Snow–McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 2014.