Cálculo:
El cálculo de la solubilidad de hidrocarburos en agua puede ser hecha por el uso
de la Ley de Henry para soluciones diluidas.
Ley de Henry:
Pi = H Xi
Fi = H Xi
Donde:
H: Constante de Henry, que es sólo función de la T, si es evaluado a bajas
Presiones para soluciones diluidas.
- Pi : Presión parcial.
- Xi : Concentración en la fase líquida.(solución).
Donde el gas se comporta idealmente.
-
2.2.- Determinación del contenido de Agua en el Gas Natural:
Una vez que se ha visto el comportamiento de fases de un sistema Hidrocarburo
– Agua, y la solubilidad del agua en los hidrocarburos y viceversa, ahora se verá
cómo determinar el contenido de agua en el gas natural, el cual es de mucha importancia para los procesos que involucra el procesamiento del gas natural.
Los métodos más conocidos para la determinación del contenido de agua en el
gas natural en forma experimental son los siguientes:
METODO
APLICACIÓN
OBSERVACIONES
- Observación visual del
punto de hidratación.
- Absorción por disecantes sólidos.
- Absorción y subsecuente
titración con el regenerador. Karl Fischer.
- Congelamiento y pesado
- Espectroscópico
-
Laboratorio y en cam- po
Laboratorio
-
-
Laboratorio
-
-
Laboratorio
-
-
Laboratorio
-
-
-
Espectroscópico
-
Laboratorio
-
-
Hignómetro eléctrico
-
Campo
-
Operable a presiones
bajas hasta -50F.
Puede ser presaturado
con hidrocarburos
Posible de ser aplicado en campo
Para gases con bajo
punto de ebullición
Instrumento
portátil,
pero complejo
Aplicable para sistemas propano-agua
Usado en mediciones
extrastófericas
2.2.1.- Determinación del contenido de agua usando gráficos:
El uso de los gráficos dan una buena aproximación, cuando se trata de predecir el
contenido de agua del gas natural.
El contenido de agua en un gas es función de su composición, pero sobre todo es
función de la presión y temperatura.
Para este propósito se han desarrollado gráficos para predecir el contenido de
agua en un gas. Entre los gráficos que más se utilizan son de la AGA (American
Gas Asosation).
Los métodos para la predicción son los siguientes:
METODO 1:
Contenido de Agua sin la presencia de CO2 y H2S y por debajo de 300 psía con
CO2 y H2S.
W = WI * CG * C5
W ()
LbH 2O
MMPC gasaC5
METODO 2:
Contenido de H2O con presencia de CO2 y H2S (H2S > 20 % Molar)
W = Y Whc + Y1W1 + Y2W2
Whc= WI CGC5 con Método 1
Donde:
Y = 1 – Y1 – Y2 Fracción del Gas Natural
Y1 = Fracción molar del CO2
Y2 = Fracción molar del H2S
Lb de H2O
W[=]
MMpc del G.N a C5
METODO 3:
Contenido de Agua para Gas Natural con un contenido de H2S < 20 % molar
Método de Sharma Campbell:
Los resultados por este método son buenos y tienen un error de 5 % (máximo).
Ha sido aplicado a sistemas desde 80 - 160F y para presiones por encima de
100 psías.
W= 47484*YH2O (=) LbH2O/MMPCgas C5
Y H 2O
PW 0
K
P
f
K w
f
f wo / Pw 0
f / P
w
z
P
P 0
w
0 , 0049
Calculo de:
fw = f (Prw=P/Pcw , Trw= T/Tcw)
Con fig. 17,7
f0w=f(Prw0= Pw0/Pcw ; Trw0 = T/Tcw)
o fig. 17,8
f= f (Pr’= P/Pc’ ; Tr’= T/Tc’)
con fig. 17.8
f=(f/P) * P
de fig. 17,8
Tc’= XiTci
Pc’= XiPci
Donde:
YH2O = Fracción molar de Agua en el Gas Natural
fw = Fugacidad del agua a P y T
0
