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Punto de rocío de hidrocarburos

El punto de rocío de hidrocarburos es la temperatura (a una presión dada) a la cual los componentes de hidrocarburos de cualquier mezcla de gas rica en hidrocarburos, como el gas natural, comenzarán a condensarse fuera de la fase gaseosa. A menudo también se le conoce como HDP o HCDP . La temperatura máxima a la que tiene lugar dicha condensación se llama cricondentherm . El punto de rocío de los hidrocarburos es función de la composición del gas y de la presión.

El punto de rocío de los hidrocarburos se usa universalmente en la industria del gas natural como un parámetro de calidad importante, estipulado en las especificaciones contractuales y aplicado en toda la cadena de suministro de gas natural, desde los productores hasta las empresas de procesamiento, transmisión y distribución hasta los usuarios finales.

El punto de rocío de los hidrocarburos de un gas es un concepto diferente del punto de rocío del agua, siendo esta última la temperatura (a una presión dada) a la cual el vapor de agua presente en una mezcla de gases se condensará fuera del gas.

Relación con el término GPM

En los Estados Unidos, el punto de rocío de los hidrocarburos del gas natural procesado y canalizado está relacionado y caracterizado por el término GPM, que son los galones de hidrocarburos licuables contenidos en 1,000 pies cúbicos (28 m3) de gas natural a una temperatura y presión establecidas. Cuando los hidrocarburos licuables se caracterizan por ser hexano o componentes de mayor peso molecular, se informan como GPM (C6 +).

Sin embargo, la calidad del gas natural crudo también se caracteriza a menudo por el término GPM que significa los galones de hidrocarburos licuables contenidos en 1,000 pies cúbicos (28 m3) del gas natural crudo. En tales casos, cuando los hidrocarburos licuables en el gas natural crudo se caracterizan por ser etano o componentes de mayor peso molecular, se informan como GPM (C2 +). De manera similar, cuando se caracterizan por ser propano o componentes de mayor peso molecular, se informan como GPM (C3 +).

Se debe tener cuidado de no confundir las dos definiciones diferentes del término GPM.

Aunque GPM es un parámetro adicional de cierto valor, la mayoría de los operadores de tuberías y otros que procesan, transportan, distribuyen o usan gas natural están interesados ​​principalmente en el HCDP real, en lugar de GPM. Además, GPM y HCDP no son intercambiables y uno debe tener cuidado de no confundir lo que cada uno significa exactamente.

Métodos de determinación de HCDP

Existen principalmente dos categorías de determinación de HCDP. Una categoría involucra métodos "teóricos", y la otra involucra métodos "experimentales".

Métodos teóricos

Los métodos teóricos usan el análisis de componentes de la mezcla de gases (generalmente mediante cromatografía de gases, GC) y luego usan una ecuación de estado (EOS) para calcular cuál debería ser el punto de rocío de la mezcla a una presión dada. Las ecuaciones de estado de Peng – Robinson y Kwong – Redlich – Soave son las más utilizadas para determinar el HCDP en la industria del gas natural.

Los métodos teóricos que utilizan el análisis GC sufren de cuatro fuentes de error:

  • La primera fuente de error es el error de muestreo. Las tuberías operan a alta presión. Para hacer un análisis utilizando un GC de campo, la presión debe regularse hacia abajo para estar cerca de la presión atmosférica. En el proceso de reducción de la presión, algunos de los componentes más pesados ​​pueden caerse, particularmente si la reducción de la presión se realiza en la región retrógrada. Por lo tanto, el gas que llega al GC es fundamentalmente diferente (generalmente más pobre en los componentes pesados) que el gas real en la tubería. Alternativamente, si se recoge una botella de muestra para entregarla a un laboratorio para su análisis, se debe tener mucho cuidado de no introducir ningún contaminante en la muestra, para asegurarse de que la botella de muestra represente el gas real en la tubería y extraer el producto completo. muestra correctamente en el laboratorio GC.
  • La segunda fuente es el error en el análisis de los componentes de la mezcla de gases. Un GC de campo típico tendrá en el mejor de los casos (en condiciones ideales y calibración frecuente) un error del 2% (del rango) en la cantidad de cada gas analizado. Dado que el rango para la mayoría de los GC de campo para componentes C6 es 0-1% en moles, habrá una incertidumbre de aproximadamente 0.02% en moles en la cantidad de componentes C6 +. Si bien este error no cambia mucho el valor de calentamiento, introducirá un error significativo en la determinación de HCDP. Además, dado que la distribución exacta de los componentes C6 + es desconocida (la cantidad de C6, C7, C8, ...), esto introduce errores adicionales en cualquier cálculo de HCDP. Cuando se usa un GC C6 +, estos errores pueden ser tan altos como 100 ° F o más, dependiendo de la mezcla de gases y las suposiciones hechas con respecto a la composición de la fracción C6 +. Para el gas natural de "calidad de tubería", un análisis C9 + GC puede reducir la incertidumbre, ya que elimina el error de distribución C6-C8. Sin embargo, estudios independientes han demostrado que el error acumulativo puede ser muy significativo, en algunos casos superior a 30 C. Un análisis de laboratorio C12 + GC utilizando un detector de ionización de llama (FID) puede reducir aún más el error. Sin embargo, el uso de un sistema de laboratorio C12 puede introducir errores adicionales, a saber, error de muestreo. Si el gas tiene que recogerse en una botella de muestra y enviarse a un laboratorio para el análisis de C12, los errores de muestreo pueden ser significativos. Obviamente, también hay un error de tiempo de retraso entre el momento en que se recolectó la muestra y el momento en que se analizó.
  • La tercera fuente de errores son los errores de calibración. Todos los GC deben calibrarse de forma rutinaria con un gas de calibración representativo del gas bajo análisis. Si el gas de calibración no es representativo, o las calibraciones no se realizan de manera rutinaria, se introducirán errores.
  • La cuarta fuente de error se relaciona con los errores incorporados en la ecuación del modelo de estado utilizado para calcular el punto de rocío. Diferentes modelos son propensos a diferentes cantidades de error en diferentes regímenes de presión y mezclas de gases. A veces hay una divergencia significativa del punto de rocío calculado basado únicamente en la elección de la ecuación de estado utilizada.

La ventaja significativa de usar los modelos teóricos es que el HCDP a varias presiones (así como el cricondentherm) se puede determinar a partir de un único análisis. Esto proporciona usos operativos como determinar la fase de la corriente que fluye a través del medidor de flujo, determinar si la muestra ha sido afectada por la temperatura ambiente en el sistema de muestra y evitar la formación de espuma de amina por los hidrocarburos líquidos en el contactor de amina. Sin embargo, los desarrollos recientes en la combinación de métodos experimentales y mejoras de software han eliminado esta deficiencia (ver # Enfoque experimental y teórico combinado | ABB, Thermo-fisher, así como otras compañías.

metodos experimentales

En los métodos "experimentales", uno enfría una superficie en la que se condensa el gas y luego mide la temperatura a la que tiene lugar la condensación. Los métodos experimentales se pueden dividir en sistemas manuales y automatizados. Los sistemas manuales , como el probador de punto de rocío de la Oficina de Minas, dependen de un operador para enfriar manualmente el espejo frío lentamente y detectar visualmente el inicio de la condensación. Los métodos automatizados utilizan controles y sensores automáticos de enfriamiento del espejo para detectar la cantidad de luz reflejada por el espejo y detectar cuándo se produce condensación a través de cambios en la luz reflejada. La técnica del espejo frío es un primer principio de medición. Dependiendo del método específico utilizado para establecer la temperatura del punto de rocío, pueden ser necesarios algunos cálculos de corrección. Como la condensación debe haberse producido necesariamente para que se detecte, la temperatura informada es más baja que cuando se utilizan métodos teóricos.

Similar al análisis de GC, el método experimental está sujeto a posibles fuentes de error. El primer error está en la detección de condensación. Un componente clave en las mediciones del punto de rocío del espejo frío es la sutileza con la que se puede detectar el condensado; en otras palabras, cuanto más delgada es la película cuando se detecta, mejor. Un dispositivo de espejo enfriado manual depende del operador para determinar cuándo se ha formado una neblina en el espejo y, dependiendo del dispositivo, puede ser muy subjetivo. Tampoco siempre está claro qué es la condensación: agua o hidrocarburos. Debido a la baja resolución que tradicionalmente ha estado disponible, el operador ha sido propenso a no informar el punto de rocío, en otras palabras, a informar que la temperatura del punto de rocío está por debajo de lo que realmente es. Esto se debe al hecho de que cuando la condensación se había acumulado lo suficiente como para ser visible, el punto de rocío ya había sido alcanzado y pasado. Los dispositivos manuales más modernos hacen posible una precisión de informes enormemente mejorada. Hay dos fabricantes de dispositivos manuales, y cada uno de sus dispositivos cumple con los requisitos para aparatos de medición de punto de rocío según se define en el Manual ASTM para el Análisis de Hidrocarburos. Sin embargo, existen diferencias significativas entre los dispositivos, incluida la resolución óptica del espejo y el método de enfriamiento del espejo, según el fabricante.

Los dispositivos de espejo refrigerado automatizado proporcionan resultados significativamente más repetibles, pero estas mediciones pueden verse afectadas por contaminantes que pueden comprometer la superficie del espejo. En muchos casos, es importante incorporar un sistema de filtración efectivo que prepare el gas para el análisis. Por otro lado, la filtración puede alterar ligeramente la composición del gas y los elementos del filtro están sujetos a obstrucción y saturación. Los avances tecnológicos han llevado a analizadores que se ven menos afectados por los contaminantes y ciertos dispositivos también pueden medir el punto de rocío del agua que puede estar presente en el gas. Una innovación reciente es el uso de espectroscopía para determinar la naturaleza del condensado en el punto de rocío. Otro dispositivo de interferometría láser de usuario para registrar cantidades extremadamente tenues de condensación. Se afirma que estas tecnologías se ven menos afectadas por la interferencia de contaminantes. Otra fuente de error es la velocidad de enfriamiento del espejo y la medición de la temperatura del espejo cuando se detecta la condensación. Este error puede minimizarse controlando la velocidad de enfriamiento o teniendo un sistema rápido de detección de condensación.

Los métodos experimentales solo proporcionan un HCDP a la presión a la que se toma la medición, y no pueden proporcionar el cricondentherm o el HCDP a otras presiones. Como el cricondentherm del gas natural es típicamente de alrededor de 27 bar, actualmente hay sistemas de preparación de gas disponibles que ajustan la presión de entrada a este valor. Aunque, como los operadores de tuberías a menudo desean conocer el HCDP a su presión de línea actual, la presión de entrada de muchos sistemas experimentales puede ser ajustada por un regulador.

Hay instrumentos que pueden ser operados en modo manual o automático de la compañía Vympel.

Las compañías que ofrecen un sistema de espejo enfriado automatizado incluyen: Vympel, Ametek, Michell Instruments, ZEGAZ Instruments y Bartec Benke (Modelo: Hygrophil HCDT).

Enfoque experimental y teórico combinado

Una innovación reciente es combinar el método experimental con el teórico. Si la composición del gas se analiza mediante un GC C6 +, Y se mide experimentalmente un punto de rocío a cualquier presión, entonces el punto de rocío experimental se puede usar en combinación con el análisis GC para proporcionar un diagrama de fase más exacto. Este enfoque supera la principal deficiencia del método experimental que no conoce el diagrama de fase completo. Starling Associates proporciona un ejemplo de este software.