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Maestría en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural

CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS NATURAL

INTRODUCCIÓN La especificación de contenido de agua en el gas natural es necesaria para prevenir la condensación de agua libre y la formación de hidratos en los gasoductos y en general en las plantas de proceso principalmente en las que operan a bajas temperaturas. Se establece como la masa de agua por unidad de volumen de gas, presente en éste. El gas natural al extraerse del subsuelo y llevarlo a lo superficie tiene una capacidad para soportar agua conocida como contenido de agua de saturación. La cantidad de agua de saturación depende de la composición química del gas o en otros términos de la densidad relativa (gravedad específica), así como de la presión y temperatura de flujo de la corriente gaseosa. Las condiciones que determinan el máximo contenido de agua son la máxima presión de operación de la línea o del proceso y la temperatura mínima a la cual puede estar sometida la corriente de gas. En el diseño de la mayoría de los sistemas es necesario prever la remoción de agua y prevención de hidratos. El hidrato es un sólido pero de estructura diferente al hielo el cual es de estructura sólida cristalina; es una forma de compuesto químico que puede existir en forma estable pero no es el resultado de verdadera reacción quimica de las moléculas que íntegran el hidrato. DETERMIMACION DE LA CANTIDAD DE AGUA EN GAS NATURAL

una

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Para conocer el contenido de agua que puede transportar el gas natural se utiliza “el medidor de punto de rocío” (“Flash Point Tester”), capaz de medir la temperatura a la cual se condensará fluidos a partir del gas natural

El punto de rocío al agua.

Se conoce como punto de rocío de agua a la

temperatura a la cual se condensa el agua, a determina presión previamente conocida o establecida. El concepto de presiones parciales es válido solo a presiones de 3 a 4 bar sin embargo esta ecuación es válida a presiones cercanas a la atmosférica – Pero para presiones diferentes a la atmosférica hay otras correlaciones. Si se asume que el agua está presente en el gas en la fase líquida y por tanto en equilibrio con el gas. Aplicando la ley de Dalton de las presiones parciales: P.yw = Pv Donde: P

= Presión total del sistema

yw = Fracción molar del agua en la fase gaseosa en condiciones de equilibrio Pv = Presión del vapor de agua a la Tº dada En la fase líquida agua Xw = 1.0 A Presión cercana a la atmosférica la ecuación es totalmente válida

Solubilidad del contenido de agua en el gas se establece cuando se alcanza la temperatura del punto de rocío del gas a una presión dada. Es decir el gas está

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completamente saturado con agua.Esta es la máxima cantidad de agua que el gas puede contener en las condiciones especificadas. Par determinar la cantidad de agua que pueda estar en forma de vapor se utiliza la siguiente figura (grafica de Mc Ketta-WeBe) este permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura

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Para utilizar la figura se necesita conocer las condiciones de presión y temperatura de operación y si se busca la intersección de ambas líneas y después se busca la cantidad de agua que contiene el gas 

El contenido de agua se expresa en libras de agua por millón de pies cúbicos



normales de gas La cantidad de agua que se cuantifica de esta forma corresponde al gas dulce

El contenido de agua en el gas dulce se puede determinar por la correlación de bukacek a partir de la presión del gas , ecuación que permite determinar el contenido de agua en el gas dulce, para ello se utiliza la siguiente ecuación w=

A Lb + B( ) MMPCN P ( lpca )

|Donde A y B son constantes que dependen de la temperatura y se encuentran en la siguiente tabla

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Si el gas natural que se está analizando contiene gases ácidos es necesario determinar el contenido de agua que pueden contener estos componentes y con ello determinar el contenido total de agua en el gas .Para el contenido de agua en el CO2 se utiliza la siguiente figura

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Para el contenido de agua en el H2S se utiliza la siguiente figura:

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En ambas figuras se determina el contenido de agua en los gases ácidos sin tener en cuenta la composición molar de loa gases ácidos. Luego para determinar la cantidad total de agua en la mezcla de gas natural se suman la cantidad de agua obtenida en la gráfica del gas dulce y la cantidad de agua que se obtiene de las gráficas

del CO2 Y h2s para la obtención

contenido total de agua en el gas se utiliza la siguiente ecuación: W = y Whc + y1W1 + y2W2 Donde: W = Contenido de agua en el gas

del

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Whc = Contenido de agua de parte del hidrocarburo gas W1 = Contenido de CO2 W2 = Contenido de H2S y

= Fracción molar de hidrocarburos en mezcla del gas

y1 = Fracción molar de CO2 y2 = Fracción molar del H2S

BIBLIOGRAFÍA 

“Análisis de los factores técnico industriales presentas en el proceso de deshidratación y endulzamiento del gas natural”. Tesis de grado universidad oriente

  

núcleo Monagas Deshidratación del gas natural. PINO F. 2007 NELSON. petroleum refinery engineering. Optimización del proceso de deshidratación de gas natural de la planta II PDVSA EYP ORIENTE