Caracterización de Propiedades Fisicoquímicas del Gas Natural

CARACTERIZACIÓN DE LAS PROPIEDADES FISICOQUÍMICO DE MUESTRAS DE GAS
NATURAL.
Rosmary Paola Rojas Vásquez, Universidad De Oriente, [email protected]
José Fernando Fermín Mejías, Universidad De Oriente, [email protected]
Arturo Tomás Sosa Liberón, Universidad De Oriente, [email protected]
Profesor: Msc. Ing. José Oca
Fecha de envío: 08/abril/2025
Resumen
Los gases naturales contienen diferentes compuestos de hidrocarburos (principalmente alcanos) e impurezas como
sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno y agua. Esta variación composicional debe ser tomada en cuenta
al momento de efectuar una caracterización de las propiedades de cualquier muestra de gas, ya que, en función de
dicha composición, se lleva a cabo la selección de los métodos y procedimientos a seguir para realizar la
caracterización de las muestras. Este estudio se enfoca en la determinación y análisis del comportamiento de las
propiedades fisicoquímicas de cuatro muestras de gas natural a partir de su composición molar y a condiciones del
sistema específicas, aplicando diversos métodos, correlaciones y procedimientos. Dentro de los métodos que se
utilizaron se encuentran el de Stewart - Burkhardt – Voo y el de Kay, para calcular las condiciones críticas y
reducidas de las muestras y, a partir de éstas estimar el factor Z del gas por el gráfico de Standing-Katz, la viscosidad
por el método de Dempsey, y la compresibilidad del gas a través de la correlación de Mattar-Brar-Azis.
Adicionalmente, se estimó el poder calorífico y la riqueza líquida de las cuatro muestras. Para corregir las
propiedades pseudocríticas por presencia de impurezas (N2 y CO2), se utilizó Carr – Kobashai – Burrows, mientras
que, para la corrección por componentes pesados, se empleó Sutton y las correlaciones de Bergman. Al aplicar
distintos métodos a las mismas cuatro muestras de gas, se observó que los resultados de las propiedades calculadas
fueron muy similares, debido al bajo contenido de C7+ (<1 %), lo cual indica que, para mezclas con fracciones
molares bajas de componentes pesados los métodos convencionales son equivalentes. Adicionalmente, con base en
los valores obtenidos para el factor de compresibilidad Z (próximos a 1) se confirma que las mezclas son gases
pobres (secos) con resistencia a la compresión, típico de sistemas cercanos al comportamiento ideal.
Palabras claves: Caracterización, Gas Natural, Factor Z, Poder Calorífico, Riqueza Líquida, Viscosidad, Densidad,
Gravedad Específica, Standing-Katz, Bergman, Sutton,
Abstract
Natural gases contain different hydrocarbon compounds (mainly alkanes) and impurities such as hydrogen sulfide,
carbon dioxide, nitrogen and water. This compositional variation must be considered when performing a properties
characterization of any gas sample, because, depending on this composition, the method and procedures selection to
be followed to perform the characterization of the samples. This study focuses on determination and analysis the
physicochemical properties behavior of four natural gas samples from their molar composition and specific system
conditions, applying different methods, correlations and procedures. Among the methods used are the Stewart Burkhardt - Voo and Kay methods, to calculate the critical and reduced conditions of the samples and, from these,
to estimate the gas Z factor by the Standing-Katz chart, the viscosity by Dempsey method, and compressibility of
the gas through the Mattar-Brar-Azis correlation. Additionally, the calorific value and the liquid content of the four
samples were estimated. To correct the pseudocritical properties for the presence of impurities (N2 and CO2), Carr
- Kobashai - Burrows was used, while Sutton and Bergman correlations were used to correct for heavy components.
When applying different methods to the same four gas samples, it was observed that the calculated properties results
were very similar, due to the low C7+ content (<1 %), which indicates that, for mixtures with low mole fractions of
heavy components, the conventional methods are equivalent. Additionally, based on the values obtained for the
compressibility factor Z (near 1), it is confirmed that the mixtures are poor (dry) gases with compressive strength,
typical of systems near to ideal behavior.
Introducción
El gas natural es un combustible fósil formado por un
conjunto de hidrocarburos que, en condiciones de
reservorio, se encuentran en estado gaseoso o en
disolución con el petróleo. Se encuentra en la
naturaleza como (gas natural asociado) cuando está
acompañado de petróleo y como (gas natural no
asociado) cuando no está acompañado de petróleo
(Caceres, 1999). Ha emergido en el panorama
energético global, experimentando un crecimiento
exponencial en su relevancia dentro de los mercados
de hidrocarburos, este auge se debe al
descubrimiento de nuevos yacimientos, a la
abundancia relativa del recurso y su competitividad
económica en comparación con el petróleo, es decir,
el gas natural se adapta a las necesidades modernas y
por lo tanto ofrece, ventaja a los países que lo poseen
y explotan.
Un componente valioso del gas natural son los
Líquidos denominados (LGN), que presentan
características fisicoquímicas similares al petróleo
liviano, facilitando su transporte y manejo. Es
importante diferenciar entre el Gas Licuado de
Petróleo (GLP) y lo que se denomina “Líquidos del
Gas Natural” (LGN) que se refiere a la combinación
de propano, butano, pentano, hexano y otros
condensados presentes en el gas natural. Cuando el
gas natural contiene cantidades elevadas de LGN
resulta conveniente remover algunos de sus
componentes, asegurando así que no se condensen en
la tubería y permitiendo así que el gas cumpla con las
especificaciones apropiadas para su transporte y uso
posterior (Caceres, 1999). El LGN tiene un valor
comercial mayor que el gas metano, sin embargo, la
extracción, producción y procesamiento del gas
natural y sus LGN requieren infraestructuras
complejas, tanto en superficie como en el subsuelo
En este contexto, la caracterización exhaustiva de las
propiedades fisicoquímicas del gas natural se vuelve
crucial, el conocimiento de estas propiedades permite
a los profesionales técnicos optimizar el diseño y la
operación de las instalaciones, mejorar la eficiencia
de los procesos y garantizar la seguridad de las
operaciones, además determinar el valor comercial
del gas natural y sus componentes, así como para
evaluar su impacto ambiental.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto, se presentan
en el siguiente trabajo el análisis de las propiedades
fisicoquímicas basadas en algunas de las ecuaciones
más conocidas de para el estudio de estas propiedades
las cuales estaremos describiendo a lo largo de este
trabajo. Dados los siguientes datos (Tabla 1) de
composición de 4 muestras de gas natural expresada en
fracción molar de cada componente, se procederá con
la determinación de propiedades de cada muestra,
según se indica.
Tabla 1. Composición molar de 04 muestras de Gas
natural.
Datos del Sistema:
Presión: 1800 lpc
Temperatura: 200 °F
Se pretende la determinación de las siguientes
propiedades:
▪
▪
▪
▪
▪
▪
▪
▪
▪
▪
▪
Densidad
Peso molecular
Gravedad especifica
Factor Volumétrico
Poder calorífico inferior y superior
Riqueza liquida (tipo de gas según
corresponda)
Condiciones Críticas por el método de Stewart
- Burkhardt – Voo
Condiciones Reducidas
Factor de Compresibilidad (Z) por el método
de Standing-Katz
Compresibilidad del Gas por el método de
Mattar-Brar-Azis
Viscosidad por el método de Dempsey
Peso Molecular
Como primera fase procedió con la obtención del peso
molecular de cada hidrocarburo, utilizando la tabla de
la constante física de los hidrocarburos (Bánzer, 1996).
Se introdujo dentro de la (Tabla 2), la constante física
de los hidrocarburos para cada componente (Yi), al
realizar la sumatoria de las fracciones molares del total
(⅀Yi) de componentes de la muestra N°-1, se obtiene
un valor de 1, por lo cual no se requiere proceder con
la normalización de la misma.
mezcla, y para obtener el porcentaje por peso se
multiplica por 100.
Tabla 2. Obtención del peso molecular (Mi) para
cada componente.
Gravedad Especifica (𝛾𝑔 )
La gravedad específica es el peso molecular aparente
de un gas comparado con el peso molecular del aire, a
una misma presión y temperatura. Donde el peso
molecular del aire es 28,9625 lb.mol.
Riqueza Líquida (GPM)
Previo al cálculo de la riqueza liquida es necesario
extraer de la tabla de constantes físicas de los
hidrocarburos (Ahmed, Hidrocarbon Phase Behavior,
1989, pp. 7-9), los valores de la Densidad del Líquido
(14,696 lpca, 60°F) gal/lb.mol para cada componente.
Tabla 3. Obtención del peso molecular aparente
(Ma) de la mezcla, Fracción Molar (Wi) y % en
masa de la Mezcla (%Wi).
El contenido líquido de un gas o riqueza de un gas
(GPM) es el número de galones de líquido que pueden
ser extraídos de cada 1000 pies³ de gas natural en
condiciones normales (estándar).
Tabla 4. Obtención de la riqueza liquida GPM de
los Componentes y la Mezcla.
En la Tabla 3, se observa el valor de la propiedad
física obtenido para cada componente y para la
mezcla.
Para conversión porcentaje por mol (o volumen) a
porcentaje por peso (Fracción Molar) se toma como
base 1 mol de gas, el peso de cada componente en el
sistema se divide entre el peso molecular de la
La riqueza liquida, se refiere a la cantidad en volumen
de propano y componentes más pesados que se pueden
obtener de un volumen dado de gas. Estos
componentes se le deben remover al gas porque son
muy valiosos y no se pueden usar como metano y
etano.
La (Tabla 4.) muestra los valores de riqueza liquida
(GPM), obtenidos para cada componente y la mezcla,
excluyendo los componentes C1 y C2 y las
impurezas N2 y CO2.
Poder Calorífico Inferior y Superior
El poder calorífico inferior (neto), es la cantidad de
calor liberada al quemar completamente una cantidad
determinada de combustible, sin tener en cuenta el
calor liberado por la condensación de vapor de agua
producido durante la combustión.
El poder calorífico superior (total), es la cantidad
total de calor que se libera cuando se quema
completamente una cantidad determinada de
combustible, suponiendo que los productos de la
combustión se enfrían hasta la temperatura ambiente
y que el vapor de agua producido durante la
combustión se condensa.
Para la obtención del poder calorífico inferior y
superior fue necesario inicialmente ubicar los valores
calorífico neto y total en la tabla de constante física
de los hidrocarburos, (Ahmed, Hidrocarbon Phase
Behavior, 1989, pp. 7-9)
Tabla 5. Obtención del poder calorífico inferior
(neto) y superior (total)
temperatura y presión seudocríticas o temperatura y
presión promedio molar el cual aplica para presiones
menores a 3000 Lpc y gravedades especificas menores
a 0,75. En forma similar al caso de peso molecular
aparente, si en una mezcla gaseosa de n componentes,
𝑌𝑖 en la fracción molar del componente i de Presión 𝑃𝑐𝑖
y la temperatura critica 𝑇𝑐𝑖 .
En la taba 6 se muestra la sumatoria para cada fracción
molar por 𝑃𝑐𝑖 y 𝑇𝑐𝑖 .
Tabla 6. Condiciones seudocriticas a través del
método de Kay
Tsc)sc
Psc)sc
TC (ºR)
TC*Yi
Pc (Lpca)
Pc* yi
343,37
550,09
666,01
765,65
734,98
845,7
829,1
913,1
1070,68
227,6
547,9
235,8952
18,3180
9,5905
3,0626
2,2049
0,8457
1,3266
1,0044
1,4990
55,5572
4,9859
334,29
667,8
707,8
616,3
550,7
529,1
488,6
490,4
436,9
332
493
1071
458,7786
23,56974
8,87472
2,2028
1,5873
0,4886
0,78464
0,48059
0,4648
120,3413
9,7461
627,32
•
Condiciones Críticas por el método de Stewart
- Burkhardt – Voo.
Este método se basa en calcular las condiciones
seudocríticas de Presión y temperatura para los
yacimientos con gravedades especificas mayores a
0,75 y presiones mayores de 3000 Lpc, a parir de las
siguientes correlaciones:
𝑛
𝑛
𝑖=1
𝑖=1
1
𝑇𝑐
2
𝑇𝑐 0,5
𝐽 = ∗ ∑ 𝑦𝑖 ∗ ( ) 𝑖 + [∑ 𝑦𝑖 ( ) 𝑖 ]
3
𝑃𝑐
3
𝑃𝑐
2
𝑇𝑐
K= ∑𝑛𝑖=1 𝑦𝑖 ∗ (𝑃𝑐 0,5) 𝑖
En la Tabla 5. Se muestran, el resultado poder
calorífico inferior y superior resultante para cada
componente y de la mezcla.
TscM=
Condiciones seudocríticas
Sutton`s propuso un ajuste para el cálculo de la
fracción más pesada que se aplica cuando el yacimiento
tiene gases gravedades especificas mayores a 1,25
(Ahmed, Hidrocarbon Phase Behavior, 1989).
Cada mezcla de gases tendrá su propia temperatura y
presión críticas verdaderas y para conocerlas habría
que determinarlas experimentalmente. Sin embargo,
con el fin de estudiar el comportamiento de las
mezclas kay ha introducido en el concepto de
𝑘2
𝐽
Corrección del
γg > 1,25
;
PscM=
𝑇𝑠𝑐𝑀
𝐽
seudocomponente C7+ para
J'=J-ε 𝐽 ;
nitrógeno es mayor al 5% se utilizó el método de Carr
Kobayachi y Burrows
K'=K-ε 𝐾
ε 𝐽 = 0,6081F 𝐽 + 1,1325𝐹𝐽2 −
14,004𝐹𝐽 𝑦𝑐7+ + 64,434𝐹𝐽 𝑦𝑐7+ 2
𝑇𝑠𝑐
ε 𝐾 = (𝑃𝑠𝑐 1/2)
𝐶7+
Psc'= 𝑃𝑠𝑐 + 440𝑦𝐶𝑂2 + 600𝑦𝐻2 𝑆 − 170𝑦𝑁2
Tsc'= 𝑇𝑠𝑐 − 80 𝑦𝐶𝑂2 + 130𝑦𝐻2 𝑆 − 250𝑦𝑁2
∗ [0,3129𝑦𝐶7+ −
2
3 ]
4,8156𝑦𝐶7+
+ 27,3751𝑦𝐶7+
Condiciones Reducidas
1
𝑇𝑠𝑐
F𝐽 = [3 ∑𝑛𝑖=1 𝑦 ∗ (𝑃𝑠𝑐 ) ]
2
3
[∑𝑛𝑖=1 𝑦 (
2
𝑇𝑠𝑐 0,5
𝑃𝑠𝑐
)
𝐶7+
Para este cálculo se utilizó el teorema de los estados
correspondientes definido en términos de temperatura
y presión reducidas todos los gases tienen el mismo
factor de compresibilidad z. (Bánzer, 1996). Esta
ecuación está definida como:
+
]
𝐶7+
Sin embargo, para este estudio se utilizó para el
cálculo de las condiciones seudocríticas del
seudocomponente C7+ la ecuación Bergman el cual
desarrollo una correlación basada en datos
experimentales sobre gases pobres y condesados
basándose en el sistema PNA de la fracción a
consideración en base a la temperatura promedio de
ebullición del seudocomponente.
Ajuste del seudocomponente C7+
𝑃𝑠𝑟 =
𝑃
𝑃𝑠𝑐𝑀
𝑇
T𝑠𝑟 = 𝑇𝑠𝑐𝑀
Factor de Compresibilidad (Z) por el método de
Standing-Katz
Para este método se tomaron los valores de Psr y Tsr y
se visualizó en la gráfica de Standing-Katz el Factor de
Compresibilidad (Z) asi como se muestra en la figura 1
Método de Bergman
𝑃𝑠𝑐)𝑐7+ = 573,011 − 1,13707(𝑇𝑏𝐶7+ − 460)
+ 0,131625(10−2 )((𝑇𝑏𝐶7+
− 460)2
− 0,85103 (10−6 )((𝑇𝑏𝐶7+
− 460)3
𝑇𝑠𝑐)𝑐7+ = 275,23 + 1,2061 (𝑇𝑏𝐶7+ − 460)
− 0,32884(10−3 )(𝑇𝑏𝐶7+ − 460)2
+ 460
La temperatura de ebullición se puede obtener
mediante las tablas de las constante física de los
hidrocarburos, (Ahmed, Hidrocarbon Phase
Behavior, 1989, pp. 7-9) sin embargo para este
trabajo aplicamos la ecuación de Wiston.
Estimación de la temperatura de Ebullición por el
Método de Wiston
𝑇𝑏𝑐7+ = (4,5579𝑀𝐶7+
0,15178
𝛾𝐶7+
0,15427 3
)
Una vez obtenida las 𝑃𝑐𝑖 𝑀 y 𝑇𝑐𝑖 𝑀 por el método de
SBV se procedió a su corrección, en este caso, el
factor determinante para ver cuál método se debía de
aplicar fue el de las impurezas en este caso el del
nitrógeno ya que en todas las muestras el % de
Figura 1. Factor de Compresibilidad (Z) por el método
de Standing-Katz.
Compresibilidad del Gas por el método de MattarBrar-Azis
La compresibilidad del gas es el cambio relativo en
volumen por unidad de cambio de presión. (Ahmed,
Hidrocarbon Phase Behavior, 1989). Para este estudio
se utilizó la expresión analítica desarrollada por
Mattar-Brar-Azis que se muestra a continuación:
(
𝐶𝑟 =
𝜕𝑧
)
𝜕𝜌𝑟 𝑇
1
0,27
𝑠𝑟
− 2
𝑃𝑠𝑟 𝑍 𝑇𝑆𝑟 1 + 𝜌𝑟 ( 𝜕𝑧 )
𝑍 𝜕𝜌𝑟 𝑇 ]
[
𝑠𝑟
No obstante, para poder resolver esta ecuación es
necesario aplicar la ecuación de Dranchunk, Purvis y
Robinson, así como sus constantes que van de A1A8
(
𝜕𝑧
𝐴2
𝐴3
𝐴5
) = 𝐴1 +
+
+ 2 (𝐴4 + ) 𝜌𝑟
3
𝜕𝜌𝑟 𝑇
𝑇𝑠𝑟 𝑇
𝑇𝑠𝑟
𝑆𝑟
𝑠𝑟
+ 5𝐴5 𝐴6
𝜌𝑟 4 2𝐴7 𝜌𝑟
+
𝑇𝑠𝑟
𝑇𝑠𝑟 3
∗ [1 + 𝐴8 𝜌𝑟 2
2 2
2
− (𝐴8 𝜌𝑟 ) ] 𝑒𝑥𝑝(−𝐴8 𝜌𝑟 )
Así mismo la densidad reducida es calculada por la
siguiente expresión obtenida de la ley de los gases:
𝜌𝑟 = 0,27
𝑃𝑠𝑟
𝑍𝑇𝑠𝑟
Luego la compresibilidad del gas está dada por el
método de Trube el cual definió como
compresibilidad seudoreducida.
𝐶𝑟 = 𝐶𝑔 ∗ 𝑃𝑠𝑐𝑖
𝐶𝑔 =
𝐶𝑟
𝑃𝑠𝑐𝑖
•
debido a la disminución de las distancias
intermoleculares. (Bánzer, 1996).
A medida que un gas es más pesado sus
moléculas serán más grandes y por tanto su
viscosidad será mayor. (Bánzer, 1996).
Para este estudio se utilizó la ecuación de Dempsey la
cual determina la viscosidad a través del cociente de la
viscosidad del gas y la viscosidad sin corregir, así como
una serie de 15 contantes.
𝑙𝑛 (
𝜇𝑔
2
3
𝑇 ) = 𝑎1 + 𝑎1 𝑃𝑆𝑟 + 𝑎2 𝑃𝑠𝑟
+ 𝑎3 𝑃𝑠𝑟
𝜇1 𝑠𝑟
2
3)
+ 𝑇𝑠𝑟 (𝑎4 + 𝑎1 𝑃𝑆𝑟 + 𝑎6 𝑃𝑠𝑟
+ 𝑎7 𝑃𝑠𝑟
2
2
+ 𝑇𝑠𝑟 (𝑎8 + 𝑎9 𝑃𝑆𝑟 + 𝑎10 𝑃𝑠𝑟
3)
+ 𝑎11 𝑃𝑠𝑟
2
3)
+𝑇𝑠𝑟 3 (𝑎12 + 𝑎13 𝑃𝑆𝑟 + 𝑎14 𝑃𝑠𝑟
+ 𝑎15 𝑃𝑠𝑟
En 1977 Standing presento una versión modificada del
método de Dempsey en la que propuso una expresión
matemática más simple y ecuaciones para calcular las
correcciones de a para las impurezas. Dado que
conservo la expresión original de Dempsey para la
relación a, su método permanece restringido
(Dranchuk, Islam, & Bestsen, 1986)
1,0≤Pr≤2,0
1,2≤Tr≤3,0
Viscosidad por el método de Dempsey
𝜇1 = 𝜇1 𝑢𝑛𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑡𝑒𝑐 + (∆𝜇)𝑁2 + (∆𝜇)𝐶𝑂2 + (∆𝜇)𝐻2 𝑆
La viscosidad de un gas es considerablemente baja
en comparación a la de un líquido ya que las
distancias intermoleculares son mayores y se rigen
por la ley de la viscosidad de Newton, ya que su
comportamiento es newtoniano.
𝜇1 𝑢𝑛𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑡𝑒𝑐 = (1,709(10−5 ) − 2,602(10−6 )𝛾𝑔 )(𝑇
− 460) + 8,188(10−3 )
− 6,15(10−3 )𝐿𝑂𝐺(𝛾𝑔 )
Los siguientes factores afectan a un gas natural:
•
•
•
A bajas presiones (<1000-1500) a medida
que aumenta la temperatura aumenta la
viscosidad del gas debido al incremento de la
energía cinética de las moléculas que
producen gran choque intermolecular.
(Bánzer, 1996).
A elevadas presiones (>1000-1500) a
medida que aumenta la temperatura
disminuye la viscosidad debido a la
expansión térmica de las moléculas. A
elevadas
presiones
las
distancias
intermoleculares de los gases son pequeñas y
este tiende a comportarse como líquido.
(Bánzer, 1996).
A cualquier temperatura la viscosidad de un
gas aumenta con el incremento de la presión
(∆𝜇)𝑁2 = 𝑦𝑁2 [8,48(10−3 ) 𝐿𝑜𝑔(𝛾𝑔 ) + 9,59(10−3 )]
(∆𝜇)𝐶𝑂2 = 𝑦𝐶𝑂2 [9,08(10−3 ) 𝐿𝑜𝑔(𝛾𝑔 )
+ 6,24(10−3 )]
(∆𝜇)𝐻2 𝑆 = 𝑦𝐻2𝑆 [8,49(10−3 ) 𝐿𝑜𝑔(𝛾𝑔 )
+ 3,73(10−3 )]
Análisis y discusión de resultados
Para el análisis y discusión de resultados realizamos el
agrupamiento de algunas variables en las cuales las
tendencias en los resultados se ajustaban al mismo
parámetro.
Densidad, Peso molecular y Gravedad especifica.
Se observa que existe una relación directa entre la
densidad y el peso molecular de las muestras de gases
(ver tabla 7). Las Muestras 1 y 4 presentaron mayor
densidad y también obtuvieron mayor peso molecular
en comparación con las muestras 2 y 3, que tienen
menor densidad y menor peso molecular. Esta
relación sugiere que la densidad de un gas aumente
proporcionalmente con su peso molecular.
Tabla 6. Resultados de la Densidad, Peso
Molecular y Gravedad especifica
Densidad de la Peso Molecular Gravedad
Muestra
Mezcla
de la Mezcla Especifica
Muest-1
5,43
20,77
0,72
Muest-2
5,06
19,53
0,67
Muest-3
4,89
18,14
0,63
Muest-4
5,36
19,97
0,69
factor volumétrico se encuentran muy cercanos. (Ver
tabla 7 y figura 3).
Tabla 7. volumétrico Bg y Factor de Compresibilidad
Z.
Factor de
Factor
Compresibilidad
Volumetrico (Bg)
de gas (Z)
0,01007
0,98
0,01017
0,99
0,00976
0,95
0,00981
0,96
Muestra
Muest-1
Muest-2
Muest-3
Muest-4
La variación en el peso molecular de cada muestra se
debe al contenido de componentes pesados e
impurezas que las conforman, haciéndolas mayor o
menor densas.
Figura 3. Factor volumétrico Bg y Factor de
Compresibilidad Z.
Figura 2. Densidad, Peso Molecular y Gravedad
especifica
De igual forma ocurre con la gravedad específica,
debido a que esta se obtiene a través de la división de
peso molecular de la mezcla entre el peso molecular
del aire, en este sentido las muestras de mayor peso
molecular 1 y 4 tendrá mayor gravedad especifica
que las muestras 2y 3. (ver figura 2).
Factor
volumétrico
Compresibilidad Z.
Bg
y
Factor
Poder Calorífico Superior e Inferior.
En la tabla 8 comparativa del poder calorífico superior
e inferior, se puede observar que la muestra Nº 4,
presenta el mayor PCS y PCI, seguido de la muestra Nº
3, Muestra Nº 1, y la muestra Nº -2 con los más bajos.
Tabla 8. Poder Calorífico Superior e Inferior.
de
Dado que el factor volumétrico para las cuatro
muestras fue calculado bajo las mismas condiciones
de presión y temperatura de sistema, se puede inferir
que la ligera variación corresponde a la composición
de cada muestra, los componentes pesados y gases no
hidrocarburos, afectan el factor de compresibilidad
del gas (Z) y por consiguiente al factor volumétrico
(Bg). Sin embargo, se observa que los valores de (Z)
para las cuatro muestras se encuentran cercanos a 1,
lo que refiere que las muestras de mezcla de gases
tienen un comportamiento similar a la de un gas
ideal. Por otra parte, los valores obtenidos para el
Muest-1
C1
C2
C3
n-C4
i-C4
n-C5
i-C5
n-C6
N-C7+
PCS
694
59
36
13
10
4
6
5
10
837
Muest-2
PCI
625
54
33
12
9
4
6
5
9
757
PCS
744
21
13
5
3
2
2
2
3
795
PCI
670
19
12
5
3
1
2
2
3
717
PCS
867
27
15
6
4
2
2
2
4
928
Muest-3
PCI
780
24
14
5
4
1
2
2
4
837
Muest-4
PCS
770
65
40
17
9
4
7
6
10
929
PCI
693
60
37
15
8
4
7
5
10
840
Esta variación se debe a la composición de
hidrocarburos de cada mezcla de gases las cuales le
proporción mayor o menor poder calorífico. Ver figura
4.
Condiciones Críticas por el método de Stewart Burkhardt – Voo
Figura 4. Poder Calorífico Superior e Inferior.
Riqueza Liquida (GPM)
El Metano (C1) y el Etano (C2), son hidrocarburos
que se encuentran en estado gaseoso a temperaturas
y presiones atmosféricas, razón por la cual no fueron
considerados para el cálculo de la riqueza liquida. El
Nitrógeno (N2) y el Dióxido de Carbono (CO2),
tienen puntos de ebullición muy bajos, por lo que
necesitan temperaturas extremadamente frías para
condesarse a temperatura ambiente. Por esta razón
los componentes mencionados no presentan riqueza
liquida a temperatura y presión atmosférica en la
tabla de condiciones físicas de los hidrocarburos.
Al evaluar la Temperatura seudocrtica (Tsc) y la
Presión seudocritica (Psc), por los métodos de Kay,
SBV, SBV con corrección del C7+ por sutton y SBV
con corrección del C7+ por Bergman, los resultados
obtenidos son similares, esto obedece a que la fracción
molar del componente (N-C7+) dentro de la
concentración de las mezclas de gases para las cuatro
muestras son bastante bajas, menor al 1% de Wi dentro
de las mezclas de gases. Ver tabla 10 y figura 6.
Tabla 9. Presión y Temperatura Seudocritica por Kay,
SBV aplicando corrección por SBV y por Bergman.
Muest-1
Metodo
Tsc
Kay
334,29
SBV
335,56
SBV correc. (C7+) Sutton 334,86
SBV correc. (C7+) Bergman 335,51
Muest-2
Psc
627,32
635,35
635,09
635,37
Tsc
322,25
322,11
321,85
322,09
Muest-3
Psc Tsc Psc
626,13 338,33 648,70
630,25 338,78 652,00
630,15 338,48 651,90
630,25 338,76 652,01
Muest-4
Tsc
346,01
347,80
347,05
347,75
Psc
642,04
649,38
649,12
649,40
El cálculo de la riqueza liquida de las muestras se
realizó en función de los componentes (C3) hasta el
(n-C7+), donde se observó que la muestra-4, presento
la mayor riqueza liquida 0,933 gal/Mpc, seguido de
la muestra-1 con 0,839 gal/Mpc, muestra-3 con 0,348
gal/Mpc y por último la muestra-2 con 0,303
gal/Mpc. Ver tabla 9 y Figura 5.
Tabla 9. Riqueza Liquida (GPM).
Componente
C3
n-C4
i-C4
n-C5
i-C5
n-C6
N-C7+
Muestra-1
(GPM)
0,396
0,131
0,094
0,036
0,058
0,046
0,079
0,839
Muestra-2
(GPM)
0,146
0,049
0,031
0,015
0,018
0,017
0,028
0,303
Muestra-3
(GPM)
0,165
0,059
0,038
0,015
0,022
0,017
0,034
0,348
Muestra-4
(GPM)
0,440
0,166
0,088
0,040
0,065
0,050
0,084
0,933
Figura 6. Presión y Temperatura Seudocríticas por
Kay, SBV aplicando corrección por SBV y por
Bergman.
Condiciones Reducidas
Las condiciones Reducidas Presión y Temperatura
para las cuatro muestras, resultaron con valores muy
similares, debido a que fueron calculas bajo las mismas
condiciones de presión y temperatura de sistema,
variando de manera no tan significativa las presiones y
temperaturas seudocríticas por las diferentes
composiciones de las mezclas de gases y por no
disponer de un alto porcentaje de componentes pesados
N-C7+ esto se puede observar en la tabla 10.
Figura 5. Riqueza Liquida (GPM).
Conclusiones
Tabla 10. Condiciones Reducidas Presión y
Temperatura.
Muest-1
Calculo de Tsc y Psc
SBV
SBV correc. (C7+) Bergman
Tsr
2,41
2,41
Muest-2
Psr
3,04
3,04
Tsr
2,52
2,52
Psr
3,07
3,07
Tsr
2,13
2,13
Muest-3
Psr
2,86
2,86
Muest-4
Tsr
2,15
2,90
Psr
2,15
2,90
Compresibilidad del Gas por el método de
Mattar-Brar-Azis.
Durante la evaluación se determinó que las
composiciones de las cuatro muestras de mezclas de
gases pertenecen a Gas Pobre (seco), y que los
valores obtenidos del factor de compresibilidad (Z)
al ser cercanos a 1 así como se muestra en la tabla 11,
infieren que las 04 muestras de mezclas de gases
hidrocarburos se comportan de forma similar a la de
un gas ideal.
Tabla 11. Compresibilidad del Gas por el método de
Mattar-Brar-Azis.
Muest-1
Compresibilidad (Cg)
0,00053721
Factor de Compresibilidad (Z) 0,98
Muest-2
0,00053492
0,99
Muest-3 Muest-4
0,00054792 0,00054645
0,95
0,96
En este sentido la compresibilidad del gas resultante
fue baja, y muy cercana en las cuatro muestras. por
lo que una baja compresibilidad del gas implica que
se requiere una gran cantidad de presión para logar
una pequeña reducción de su volumen, en otras
palabras, el gas se resiste a la compresión.
Viscosidad por el método de Dempsey.
Para el cálculo de la densidad por el método de
Depmsey no hubo una respuesta correcta en los
valores obtenidos ya que las muestras Nº 1 y Nº 4
(ver tabla 12) que son las que tienen mayor peso
molecular del C7+, los cuales están dando
densidades muy diferentes pero en orden inverso, es
decir por los principios explicados en las bases
teóricas la muestra 4 debería ser quien tenga un
mayor cantidad de C7+, seguida de la muestra 1
luego de la muestra 3 y por último de la muestra 2 y
en este análisis no se está cumpliendo.
Tabla 12. Viscosidad por el método de Depmsey.
Viscocidad
% en masa Wi del n-C7+
Muest-1
Muest-2
Muest-3 Muest-4
0,01629409
0,01629089 0,01551155 0,01574982
0,86
0,33
0,42
0,96
1. Al realizar los cálculos por los métodos de
Kay, SBV, Sutton, Bergman se obtuvieron
resultados similares para todos los métodos
debido al bajo contenido de C7+ (<1% en
fracción molar). Esto indica que, para mezclas
con mínimos componentes pesados, los
métodos convencionales son equivalentes.
2. Existe una relación directa las muestras con
mayor peso molecular (M1 y M4) presentaron
mayor densidad y gravedad específica,
mientras que las de menor peso molecular (M2
y M3) mostraron valores más bajos. Esto
confirma que la densidad del gas aumenta
proporcionalmente con su peso molecular.
3. Los valores de Z cercanos a 1 indican que las
mezclas se comportan como gases ideales bajo
las condiciones evaluadas. Las pequeñas
variaciones en Bg se atribuyen a diferencias en
la composición (componentes pesados e
impurezas).
4. La muestra M4 registró los mayores valores de
poder calorífico (superior e inferior), seguida
por M3, M1 y M2. Esto refleja que la presencia
de componentes más pesados (propano,
butano) incrementa la energía liberada durante
la combustión.
5. La muestra M4 mostró la mayor riqueza
líquida (0.933 gal/Mpc), asociada a su mayor
contenido de componentes C3–C7+. M2, con
la menor riqueza (0.303 gal/Mpc), sugiere una
composición más ligera (dominada por metano
y etano).
6. Las presiones y temperaturas reducidas fueron
muy similares entre las muestras, ya que se
calcularon bajo las mismas condiciones de
presión y temperatura del sistema, con ligeras
variaciones por diferencias composicionales.
7. Los valores bajos de compresibilidad Z ≈ 1
confirman que las mezclas son gases pobres
(secos) con resistencia a la compresión, típico
de sistemas cercanos al comportamiento ideal.
8. En el método de Dempsey los resultados no
siguieron la tendencia esperada en caso de las
muestras Nº M1 y Nº M4 (no mostraron
coherencia con su peso molecular). Debido a
las limitaciones del método por su rango de
aplicabilidad, por lo que se sugiere utilizar otro
método para el cálculo de la viscosidad del gas
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