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Ingenieros Consultores, S.R.L.
Ingeniería de gas,
principios y aplicaciones.
Marcías J. Martínez
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Teléfonos: (061) 928482-92054 1 ; Fax: 928482. Celular: (O 14) 6 1261 3
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Este libro es propiedad exclusiva del
profesor Marcías J. Martínez. Los derechos de
autor han sido transferidos a la empresa
Ingenieros Consultores, S.R.L.
Se prohíbe la reproducción parcial o
total o su utilización en cursos dictados por
otras instituciones o enmpsesa3, sin la debida
autorización por escrito del propietario.
ISBN 980-07-1676-9
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
NOMENCLATURA, ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ................................... m11
AGRADECIMIENTO .............................................................................................. XXI
~ T R O D U C C I ~ N ......................................................................................................... 1
1 . características de 10s hidrocarburos ................................................................ 3
Composición tipica del gas natural en diferentes áreas de Venezuela ........................... 5
Composición del gas en el norte de Monagas ................................................................ 6 . .
Composlclón de gases de Coh-lbia ............................................................................... 7
Composición de gases de Argentina .............................................................................. 8
Componentes típicos del gas en la industria .................................................................. 9
~ontarninantes del gas natural ....................................................................................... 10
constantes físicas de 10s hidrocarburos .......................................................................... 11
Efectos del H2S .............................................................................................................. 17 .
c~IT-~slon ........................................................................................................................ 19
Endulzamiento del gas natural . Efecto del H2S y del C02 ........................................... 20
Acidez ............................................................................................................................. 21
Porcentaje de gas en el aire y límite de inflamabilidad ................................................ 23
Yacimientos de gas condensado . Variaciones estimadas de la
. I
composiclon ................................................................................................................... 24
Yacimientos de gas condensado . Clasificación del gas o liquido ................................. 25
111
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
........................................................................ Gas ácido: Especificaciones de tuberías 26
Comparación de las escalas de temperatura: Absoluta, Centígrada y
F du-enheit ....................................................................................................................... 27
Estructura molecular de los hidrocarburos parafínicos. cíclicos y
~omáticos ...................................................................................................................... 28
FÓllnulas estructurales ................................................................................................... 29
30 Alcoholes y glicoles ........................................................................................................
Peso molecular vs . número de carbones de los hidrocarburos
Factor de corrección Para gases ácidos: (Fsk 0 E) ........................................................ 40
Composición típica del gas natural en diferentes áreas de Venezuela ......................... 41
Análisis de la muestra de gas de occidente asociado .................................................... 42
Diagrama de fases ~ccidente asociado .......................................................................... 43
Análisis de la nwestra de gas de Guárico libre, No . 1 .................................................. 46
Diagrama de fases ~uáf.ico libre, No . 1 ........................................................................ 47
Análisis de la muestra de gas de ~ ~ á r i c o libre, No . 2 ................................................. 48
Diagrama de fases Guárico libre, No . 2 ........................................................................ 49
Análisis de la muestra de gas de oriente libre ............................................................... 50
Diagrama de fases oriente libre ..................................................................................... 51
Análisis de la muestra de gas de oriente asociado ............. : .......................................... 52
Diagrama de fases oriente a!3ociado .............................................................................. 53
Análisis de la muestra de gas de costa dbera libre ....................................................... 54
Diagrama de fases costa afuera libre ............................................................................. 55
Análisis de la muestra de gas de Anzoátegui, sin agua ................................................ 56
Análisis de la muestra de gas de Anzoátegui, con agua ............................................... 57
Cálculo del contenido líquido en una muestra de gas natural (GPM) .......................... 58
Densidad de líquido de hidrocarburos a 14, 7 lpca y 6O0F. ........................................... 62
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
Corrección de la densidad del líquido por efectos de la compresibilidad .................... 63
Corrección de la densidad del líquido por expansión térmica ...................................... 64
Presión parcial de mezclas de gases .............................................................................. 65
Presión de vapor vs . temperatura para gasolina típica de motor y
gasolina natural .............................................................................................................. 66
Presión de vapor para hidrocarburos livianos a baja temperatura ................................ 67
68 Presión de vapor para hidrocarburos livianos a alta temperatura ..............................S...
viscosidad del gas .......................................................................................................... 69
Razón de capacidad calorífica aproximada de los hidrocarburos ................................ 70
Contenido de agua de 10s hidrocarburos ....................................................................... 97
Contenido de agua en el gas natural dulce .................................................................... 98
Correlación de R . Bukacek para calcular el contenido de agua (W)
en el gas .......................................................................................................................... 99
Contenido de agua del C02 saturado en mezcla de gas natural ................................. 100
Contenido de agua en el C02 ....................................................................................... 101
Contenido de agua del H2S saturado en mezclas de gas natural ................................ 102
Contenido de agua en el H2S ....................................................................................... 103
Curva de presión . temperatura para predecir la formación de hidratos .................... 104
Temperatura a la cual se forman hidratos .................................................................... 105
Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural
Ingeniería de gas. principiosy aplicaciones
PBg . No .
Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural
de Y . 0,7 ...................................................................................................................... 107
Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural A !
de Y = 098 ...................................................................................................................... 108
Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural
- de Y - 099 ...................................................................................................................... 109
Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural
- de?- 190 ....................................................................................................................... 110
Descenso de temperatura del gas natural por efectos de la expansión ........................ 111
Equipo para la determinación del punto de rocío tipo Bureau of Mines .................... 112
5 . Compresibilidad del gas natural .................................................................... 115
Leyes de 10s gases ......................................................................................................... 117
Factor de compresibilidad del gas natural .................................................................... 118
Gráfico generalizado del factor de compresibilidad a varias presiones
119 reducidas ........................................................................................................................
Factor de compresibilidad del gas a presión atmosférica ........................................... 120
Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos ......................................................... 121
Propiedades seudocriticas de los hidrocarburos líquidos ........................................... 122
Factor de compresibilidad para gases de bajo peso molecular ................................... 124 . .
Ejercicio de aplicación ................................................................................................. 130
6 . Comportamiento de los sistemas de hidrocarburos .................................... 133
Procedimiento práctico para investigar el estado de una muestra de
gas natural a Ckterminada presión y temperatura ........................................................ 137
Determinación del estado de una mezcla de hidrocarburos ....................................... 138
Ecuaciones para el cálculo de la separación instantánea de los
hidrocarburos ................................................................................................................ 140
Separación instafltánea a 600 lpca y -20°F ................................................................. 143
Cálculo de la presión de convergencia . (Según el GPSA) .................................... 145
Diagrama de presión temperatura para un gas seco .................................................... 146
Diagrama de fases (Soave, Redlich, Kwong) ............................................................. 147
Diagrama de puntos de rocío Carito oeste y Furrial ................................................. 148
Diagrama de P-T para un petróleo relativamente volátil o de alta merma ................. 149
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
Diagrama de presión . temperatura para un petróleo relativamente
pesado (baja merma) .................................................................................................... 150
Diagramas P-T para un sistema de hidrocarburos multicomponente ......................... 151
Diagrama presión-temperatura para un sistema etano-heptano normal ..................... 152
Diagrama presión temperatura para un sistema metano-etano-heptano .................... 154
Presión de convergencia (o lugar geométrico de los puntos críticos)
Para skmnas barios .................................................................................................. 156
presión de convergencia para sistemas binarios ......................................................... 157
Diagrama de frises vapor, mezcla y líquido m-% Robinson) .................................... 158
Valor aproximado de la presión de convergencia . Método de
Standing ........................................................................................................................ 160
Valor aproximado de la presión de convergencia . Método de Rzasa
Y otros ........................................................................................................................... 161 . r
Preslon de convergencia .............................................................................................. 162
Correlación del valor mínimo de la constante de equilibrio Km, con la
presión de convergencia Pk y la presión de vapor del componente Po ...................... 163
Correlación de la presión a la cual ocurre el valor mínimo de constante
de equilibrio PrnK. con la presión de convergencia Pk y la presión
7 . Separadores ...................................................................................................... 165
Ejemplo de cálculo de una batería de separadores ...................................................... 167
Balance de materiales en una batería de separadores ................................................. 168
Separador No . 1 ............................................................................................................ 169
r
Com~araclon de 10s valores de "Kit' ............................................................................ 171
Diagrama de fases- Mezcla en el separador No . 1 ...................................................... 172
Diagrama de fases . Vapor del separador No . 1 ........................................................... 173
Diagrama de faes • Líquido del separador No . 1 ........................................................ 174
Diagramas de fases mezcla en el separador No . 1 (Soave, Redlich,
Kwong y el de Peng Robinson) ................................................................................... 175
Diagrama de fases vapor del separador No . 1 (Soave, Redlich,
Kwong Y el de Peng Robinson) ................................................................................... 176
Diagramas de fases líquido en el separador No . 1 (Soave, Redlich,
Kwong Y el de Peng Robinson) ................................................................................... 177
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
Diagrama de fases mezcla del yacimiento (Peng Robinson) ...................................... 178
GPM vs . Presión (Vapor que sale del separador No . 1) ............................................. 179
Comportamiento del GPM y "V" vs . presión en el separador No . 1 .......................... 180
GPM-Vapor vs . Presión. Separador No • 1 .................................................................. 181
Separador No . 2 ............................................................................................................ 182
Diagrama de fases. líquido y vapor del separador No . 2 (Soave.
Redlich. Kwcng y Peng Robinsofi) ............................................................................. 184
Tanque .......................................................................................................................... 185
Separador No . 2 (Optimado) ....................................................................................... 187
f
Líquido en el tanque vs . preslon .................................................................................. 189
Tanque (Optimado) ...................................................................................................... 190
Composición del gas y del líquido en un proceso de separación en
tres etapas .....................................................................................................................192
Balance molar y de materiales en una batería de separadores .................................... 193
Cálculo de una batería de dos separadores y un tanque .............................................. 194
Cálculo de una batería de separadores en tres etapas ................................................. 195
8 . Normativa de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
para el diseno de separadores ........................................................................ 197
Parámetros necesarios para disefiar un separador ....................................................... 199
Diseño de un separador vertical según GPSA ............................................................ 200
Diseño de un separador vertical según PDVSA ......................................................... 201
Separador vertical (gas, petróleo) ................................................................................ 202
Cálculo del diámetro de un separador ......................................................................... 203
Presión de trabajo en líneas de transmisión ................................................................ 206
Diseño del espesor de pared de un separador ............................................................. 207
Esfuerzo permisible para algunos materiales .............................................................. 208
. .
Separadores verticales . Caracteristicas ........................................................................ 209
Sepadores horizontales . Características ................................................................... 210
Separadores esféricos . Características .......................................................................... 211
Diseño de separadores verticales ................................................................................. 212
Diseño de separadores horizontales (gas-petróleo) .................................................... 218
Separador horizontal (gas-petróleo-agua) ................................................................... 222
Diseño de separadores horizontales (gas-petróleo-agua) ........................................... 223
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
9 . Constantes de equilibrio. según J . M . Campbell ......................................... 229
10 . Constantes de equilibrio. según GPSA ......................................................... 245
1 - Fraccionamiento .............................................................................................. 273
Procesos en el tratamiento del gas natural .................................................................. 275
Esquema de una torre de fraccionamiento .................................................................. 276
Burbujeo de 10s fluidos dentro de la torre ................................................................... 277 . . .
Destilacion fraccionada ................................................................................................ 278
Esquema de una torre de fraccionamiento .................................................................. 279
Tren de fraccionamiento .............................................................................................. 280
Esquema de una planta de gasolina ............................................................................. 283
Separación de un fluido en una torre de fraccionamiento
(depropanizadora) ........................................................................................................ 284
Diagrama de fases presión-temperatura de los productos de entrada y
salida en una columna depropanizadora ..................................................................... 286
Composición de los hidrocarburos en la torre depropanizadora ................................ 287
Composición de los hidrocarburos que llegan y salen de la torre
depropanizadora ........................................................................................................... 288
Composición de los hidrocarburos en la torre debutanizadora .................................. 289
Composición de los hidrocarburos que llegan y salen de la torre
debutanizadora ............................................................................................................. 290
Composición de los hidrocarburos en la separadora de butanos ................................ 291
Composición de los hidrocarburos que llegan y salen de la separadora
de butanos ..................................................................................................................... 292
Composición de los hidrocarburos en la fraccionadora de gasolina .......................... 293
Composición de los hidrocarburos que llegan y salen de la
fraccionadora de gasolina ............................................................................................ 294
Correlación del factor de absorción "A" y de despojamiento "S" ............................. 295
12 . Sistemas binarios ............................................................................................. 297
Planta de deshidratación con TEG .............................................................................. 299
Diagrama binario agua Tm a 760 mm Hg (absoluta) ............................................... 300
Tamaño de 10s absorbedores ........................................................................................ 303
Capacidad de los absorbedores de glicol, para y = 0, 7 y T = 100°F .......................... 304
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
Tamaño de las columnas de fraccionamiento para los deshidratadores
de glicol ........................................................................................................................ 305
Carga calorífica vs . lbs de agua removida en el regenerador ..................................... 306
% por peso de TEG en una solución rica que deja el absorbedor .............................. 307
Solubilidad del gas nam-al en TEG ............................................................................. 308
Gravedad específica de la solución 95% - 100% TEG .............................................. 309
Número de platos reales de TEG a 98, 7 % plp ........................................................... 310
Número de platos reales de TEG a 99, 1 % p/p ............................................................ 311
Número de platos reales de TEG a 99, 7 % p/p ........................................................... 312
Número de platos reales de TEG a 9944 % plp ......................................................... 313
Número de platos reales de TEG a 99, 9 % plp ........................................................... 314
Número de platos reales de TEG a 99, 95 % p/p ......................................................... 315 . .
Ejercicios de aplicaclon ............................................................................................... 316
13 . Ejemplo de un sistema de deshidratación con desecantes
sólidos ................................................................................................................ 319
Ejemplo de un sistema de deshidratación con desecantes sólidos ............................. 321
. .
pro~lema de adsorclon ................................................................................................. 322
14 . Endulzamiento del gas natural ...................................................................... 325
Principales equipos de una planta de amina ................................................................ 327
Planta genérica de endulzamiento ............................................................................... 328
pr~ceso típico de amina ............................................................................................... 329
procesos para el endulzamiento del gas nah.lral ..........................................................330
Cálculo de la presión parcial en una muestra de hidrocarburos ................................. 333
Procesos de endulzamiento de gas, remoción de C02 y H2S
simultáneamente ........................................................................................................... 335
Procesos de endulzamiento de gas, remoción selectiva de H2S (COZ y
H2S presente) ................................................................................................................ 336
Procesos de endulzamiento de gas. remoción de C02 (H2S no presente) ................. 337
Procesos de endulzamiento de gas. remoción de H2S (Coz no presente) .................. 338
Operaciones de rutinas en la planta ............................................................................. 339
Datos operacionales, balance de materiales y de calor ............................................... 340
Diagrama binario agua-MEA a 760 mm Hg (absoluta) ............................................. 341
Ingeniería de gas. principios y aplicaciones
Pág . No .
Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para soluciones
de monoetanolamina . agua a varias presiones ........................................................... 345
Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para soluciones
de monoetanolamina . agua a bajas presiones absolutas ............................................ 346
Diagrama binario MDEA/agua a bajas presiones ....................................................... 347
Diagrama binario COdagua a varias presiones ........................................................... 348
. . S . . I 349 .................................................................................................. E~ercicio de aplicacion
Planta típica de endulzamiento: condiciones de operación ........................................ 351
Características del solvente ñ4DEA ............................................................................ 353
Absorbedor de la planta de amina ............................................................................... 354
Regenerador de la planta de amina .............................................................................. 355
Balance de energía entre las torres .............................................................................. 356
Cálculo del diámetro del absorbedor de mina ........................................................... 357
15 . Factores de conversión de unidades ............................................................. 359
16 . Glosario de t4rminos ....................................................................................... 367
REFERENCIAS ......................................................................................................... 383
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
NOMENCLATURA, ABREVIATURAS
Y SÍMBOLOS
A
Abs
ABW
Ag
a.m.
A0
MI
As
Aw
B
bls
BSB
BTUIgal líq.
BTUIlbs
área.
absoluto.
Petroleum Reservoir Engineering, Physical Properties, J. Arnyx,
D. Bass y R. Whiting, 1960.
área para el gas.
antes meridiano.
área para el petróleo.
Arnerican Petroleum Institute.
área del separador.
área para el agua
fracción de H2S.
barril o barriles.
Black, Sivalls & Bryson Inc. e
unidades térmicas británicas por galón de líquido.
unidades térmicas británicas por libra.
BTU/(lbs."F) unidades térmicas británicas por libra, grado Fahrenheit.
BTüIlbs líq. unidades térmicas británicas por libra de líquido.
BTUIPC unidades térmicas británicas por pie cúbico.
~ T U l ~ i e ' gas unidades térmicas británicas por pie cúbico de gas.
c1 metano.
XIII
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Continuación ...
C2 etano.
C3 propano.
c3+ propano y más pesados.
c6 hexano.
c; hexano y más pesados.
c7 heptano.
~ 7 1 heptano y más pesados.
C8 octano.
C9 nonano.
c l o decano.
CO monóxido de carbono.
C.O. condiciones de operación
co2 dióxido de carbono.
U pulgada o pulgadas.
COS sulfuro de carbonilo.
CPS centipoise o centipoises.
cs2 disulfuro de carbono.
cte constante.
A variación. Delta.
D diámetro.
DEA dietanolamina.
DEG dietilénglicol.
DGA diglicolamina.
día día o días.
Dv diámetro del separador.
De diámetro externo.
Di diámetro interno.
Db diámetro de boquilla.
ETG etilénglicol.
F moles totales.
Fe hierro.
Fe203 óxido de hierro.
Fe304 óxido de hierro.
XIV
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
l Continuación ...
\ FeC03 carbonato de hierro.
Fe0 óxido de hierro.
FeS sulfbro de hierro.
l
1 Fsk o & factor de corrección por presencia de C02 y H2S.
grado o grados.
grados API.
grados centígrado.
grados Fahrenheit.
I OR grados Rankine.
1 "K grados Kelvin.
t Y gravedad especifica.
Yg gravedad específica del gas.
Y1 gravedad específica del líquido.
Ya gravedad específica del agua.
GA gas ácido.
gaV1 O00 pie3 galones por mil pies cúbicos.
gaVlb.mo1 galones por libra mol.
l
i gaVlbs H20 galones por libra de agua.
GPM galones por mil pies cúbicos.
1 gpm galones por minuto.
9 - Gas Processors Suppliers Association. Engineering Data Book.
\
granos granos.
gramo o gramos.
hidrógeno.
ácido carbónico.
agua.
sulfuro de hidrógeno.
altura del casquete del separador.
altura entre el casquete y el tope del extractor de niebla.
altura del extractor de niebla.
altura entre el fondo del extractor de niebla y el tope de la boquilla
de entrada.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Continuación ...
h4 altura de la boquilla.
h5 altura entre el fondo de la boquilla y el tope del nivel de líquido.
h6 altura para el líquido.
h7 altura adicional para el líquido.
hl altura para el líquido.
hs altura en el separador.
iC4 isobutano.
iC5 isopentano.
IGT Institute of Gas Technology.
IGV Industria del Gas en Venezuela, Corpovén S.A.
JMC Gas Conditioning and Processing, Campbell Petroleum Series,
1988.
K constante de Scruders-Brown.
K m 3 carbonato de potasio.
KCALIMC kilocaloría o kilocalorías por metro cúbico.
Ki constante de equilibrio.
L longitud costura a costura del separador.
1b.mol libra o libras expresadas en moles.
lbs libra o libras.
lbslgal libra o libras por galón.
lbs/lb.mol libras por libra mol.
lbs/MM pcn libras por millón de pies cúbicos a condiciones nomales.
1bslpie3 libra o libras por pie cúbico.
La longitud para ei petróleo en separador horizontal.
lpc libras por pulgadas cuadradas.
lpca libras por pulgada cuadrada absoluta.
lpcin libras por pulgada cuadrada manométrica
Lw longitud para el agua en separador horizontal.
M peso molecular.
metro o metros cúbicos.
m3 metro o metros cúbicos.
MDEA metildietanolamina.
MEA monoetanolamina.
XVI
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Continuación ...
Mgrs miligramo o miligramos.
min minuto o minutos.
min mínimo.
P viscosidad.
n números de moles.
N2 nitrógeno.
na número de moles de agua.
nC4 butano normal.
ncs pentano normal.
ng número de moles de gas.
O2 oxígeno.
O factor acéntrico.
P presión.
P1 presión final.
p3 pie o pies cúbicos.
P&- 0 PagS- Página o páginas.
Pc presión seudocrítica.
Pc' presión seudocrítica corregida por acidez.
Pci presión crítica del componente i.
Pcn pie o pies cúbicos a condiciones normales.
PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A.
PH - acidez o basicidad.
pie2 pie o pies cuadrado.
pie3 pie o pies cúbicos.
pie311bs pie o pies cúbicos por libra.
pie3 gasllbs pie o pies cúbicos de gas por libia.
pie31gal líq. pie o pies cúbicos de gas por galón de líquido.
Pk presión de convergencia.
Po presión inicial.
POP presión de operación.
% plp porcentaje por peso.
% vol porcentaje por volumen.
PPm,P partes por millón, por peso.
-- -
XVII
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Continuación ...
P P ~ , P / ~ partes por millón, peso sobre volumen.
PPmv partes por millón, por volumen.
PR Peng Robinson.
Pr presión reducida.
ptc seudotiempo de contacto.
P-T presión-temperatura.
Pv presión de vapor.~ u l g pulgada o pulga@.
P U ~ S pulgada a pulgadas.
Q tasa, flujo o caudal.
Qg tasa, flujo o caudal de gas.
Qg(cn) tasa, flujo o caudal de gas a condiciones normales.
Qg(c0) tasa, flujo o caudal de gas a condiciones de operación.
Ql tasa, flujo o caudal de líquido.
Qo tasa, flujo o caudal de petróleo.
Qw tasa, flujo o caudal de agua.
P densidad.
Pm
R
R. P.P.
RSH
seg
sPc
SRK
sTc
E
T
T1
Tc
densidad del gas.
densidad del líquido.
densidad de la mezcla.
constante universal de los gases 10,732 lpca x pie3 l 1b.mol x OR.
Ingeniería de gas, propiedades y comportamiento de fases, Ramiro
Pérez Palacio.
mercaptanos.
segundo o segundos.
presión seudocritica.
Soave, Redlich, Kwong.
temperatura seudocritica.
sumatoria.
temperatura.
temperatura final.
temperatura seudocritica.
XVIII
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Contin~ación.~.
Tc' temperatura seudocrítica corregida por acidez.
Tci temperatura crítica del componente i.
Tcn temperatura a condiciones normales.
TEA trietanolamina.
TEG trietilénglicol.
To temperatura inicial.
TOP temperatura de operación.
Tr temperatura reducida.
tr tiempo de retención.
U.C. Gas Treating Chemicals, Union Carbide, Petroleum Processing
Chemicals and Additives.
V moles de vapor.
VI volumen final.
Va volumen de agua.
Vb velocidad en la boquilla.
Vc velocidad crítica del gas.
VCB valor calorífico bruto.
VCN valor calorífico neto.
v g velocidad del gas en el separador.
V1 volumen de líquido.
Vliq. volumen de líquido.
Vo velocidad del petróleo en el separador.
Vo volumen inicial.
vol volumen.
Vs volumen del separador.
Vw velocidad del agua en el separador.
W tasa másica.
Wa tasa másica del agua.
w g tasa másica del gas.
Wl tasa másica del líquido.
Ww tasa másica de agua.
xi fracción molar del componente líquido.
~i fracción molar del componente vapor.
XIX
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Continuación ...
Z factor de compresibilidad del gas.
Z1 factor de compresibilidad final.
Zcn factor de compresibilidad a condiciones normales.
zi fracción molar del componente en la mezcla
Zo factor de compresibilidad inicial.
ZOP factor de compresibilidad a condiciones de operación.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
AGRADECIMIENTO
Con el fin de facilitar el uso de la información más comiin en el área de la
ingeniería de gas, se ha organizado esta serie de tablas y figuras, con la cual los
usuarios tendrán, al alcance de la mano, el soporte técnico requerido en los diseños.
En la mayoría de los casos, las gráficas presentan el reconocimiento de la
autoría intelectual, lo cual se identifica con los sellos representativos de las
publicaciones de donde han sido tomadas. En este sentido, es importante destacar los
méritos que le corresponden a la Asociación de Productores y Procesadores de Gas de
los E.U.A. (GPSA).
Este material se usa como una guía en algunos cursos básicos de ingeniería de
gas en Venezuela y en el resto de Latinoamérica. Ha sido preparado con el fin de
facilitar el ingreso a este campo de la ciencia de muchos estudiantes y profesionales
jóvenes, que en ocasiones se sienten sin la ayuda bibliográfica necesaria para dar su
apoyo, en lo referente a la transferencia de la tecnología.
Cuando algún estudioso tiene la oportunidad de asistir a los seminarios y
talleres, esta recopilación informativa le abre las puertas para continuar aprendiendo.
Este es un primer peldaiio para hacer más fácil el aprendizaje en los cursos superiores
que se ofrecen internacionalmente: Quizás el principal aporte lo sea el hecho de
que - presentada en espaíiol y en un lenguaje sencillo, accesible a todos - asegure el
interés de los estudiosos en escudriñar esta materia.
XXI
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
El profesor Marcías Martínez desea agradecer la colaboración de todas las
personas, instituciones y empresas que, de alguna manera, han dado su aporte para
que este material sea utilizado, tanto a los que permitieron el uso de la información
técnica como a los que -con sus consejos verbales- introdujeron alguna pequefia
innovación que nosotros, a su vez, hacemos llegar hasta los lectores.
XXII
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Al revisar esta recopilación de figuras y tablas, el lector llegará a la conclusión
de que lo que aquí se ofrece es un compendio de uso cotidiano en la industria del gas
natural. A menudo, al tratar de transferir la información inherente a esta área, aparecen
obstáculos que se derivan de la necesidad de poseer una biblioteca especializada al
alcance de la mano, que le permita al estudiante disponer, en forma rápida, de la
multitud de parámetros y datos específicos que se requieren en este campo del saber.
Al principio, el dictado de cursos de gas se soportaba en toda la materia
entregada por la GPSA en sus manuales, cuyo aporte es de tal valor que no es posible
imaginar a un usuario de estos conocimientos que no tenga esos libros para la consulta
diaria. Sin embargo, no disponíamos de la composición del gas en cada uno de los
yacimientos ni del análisis de la muestra que específicamente se utilizaba ni de
muchas otras figuras que, en la medida en que se profundiza en los diversos temas, se
convierten en indispensables. Parecía, entonces, necesario mejorar el soporte técnico y
complementar las tablas para que los cursos pudieran impartirse sin limitaciones
elementales. Así fue apareciendo esta recopilación, todavía incompleta; pero con
suficientes datos como para sacar de apuros a los ingenieros y técnicos.
El texto está formado por dos niveles fundamentales de información: uno
básico y el otro aplicado. En la parte básica se cubre lo inherente a las características
de los hidrocarburos, composición del gas, cálculo de mezclas de hidrocarburos,
análisis cromatográfico, contenido de agua en el gas natural, factor de compresibilidad
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
y comportamiento de los fluidos. La segunda parte se refiere a las aplicaciones de los
fundamentos del gas natural, en lo cual se trabaja con separadores, fraccionamiento,
deshidratación y endulzamiento.
El estudiante irá revisando cada una de las páginas y encontrará un conjunto
sumamente útil en el ejercicio de la profesión. Al principio tratará de conocer cómo se
comporta el gas y, luego, se irá familiarizando con los diseños que suelen emplearse
en la industria
A pesar del esfuerzo que se viene haciendo para introducir el sistema
internacional de medidas, se utilizan las unidades más comunes en el mundo petrolero.
Todavía falta mucho para que el nuevo sistema de medidas se estabilice en el nivel
internacional. En todo caso, se agrega al final una tabla para la conversión de
unidades.
1 Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Características de los
hidrocarburos.
Esta sección empieza con una serie de muestras representativas del gas de
Venezuela. De la misma forma, se incluyen otros gases característicos de Colombia y
Argentina, países en los cuales se ha venido utilizando esta información durante los
últimos años.
Se mencionan los principales elementos indeseables que suelen aparecer
conjuntamente con el gas natural, sus efectos sobre las instalaciones, las personas y el
ambiente en general. Es imprescindible que el estudiante conozca las cantidades de
cada uno de estos contaminantes que pueden ser aceptadas en el gas, así como los
procedimientos usados para detectar su presencia entre los hidrocarburos. El término
ppm debe ser manejado con toda claridad y, en? ese sentido, las conversiones e
interpretaciones simultáneas sobre ppm,v; ppm,p, ppm,p/v, fracción molar y
porcentaje o fracción volumétrica o por peso tienen que ser interpretados con absoluta
seguridad.
Se agregan las tablas sobre las características de los componentes más comunes
en el gas natural, recopilada por la GPSA, que es la información más completapublicada en la literatura universal.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Es necesario que el lector se familiarice con estas ideas antes de iniciar el
examen de las mezclas.
Luego, se estudian los diversos tipos de hidrocarburos (gas, petróleo y
condensado) y se dan lineamientos que permitan clasificar cada una de estas mezclas.
En ocasiones es difícil explicar cuándo un gas natural pasa a ser un condensado y qué
elementos diferencian en la superficie al petróleo del condensado.
Se completa el capítulo con tablas adicionales, tales como las que contienen las
especificaciones del gas que debe ser conducido por tuberías, la estructura molecular
de los hidrocarburos y una ecuación para conocer el peso molecular y la gravedad
específica de cualquier integrante de la cadena parafinica, a partir del número de
carbonos. Esta correlación se aplica en mezclas de hidrocarburos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Composición del gas del norte de Monagas
(% molar)
Ubicación Musipán Carito Carito Norte Carito Oeste El Tejero Furrial
GPM C$ 2,88 2,75 2,79 2,43 2,50 4,25
Composición de gases de Colombia
(% molar)
Zona
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
Total
GPM
M
Cusiana Lisama
5,OO 0,42
0,65 0,61
0,03 -
- -
78,32 90,09
9,40 7,20
3,89 1 ,O3
0,81 0,15
0,99 0,50
0,34 -
0,24
0,19 -
0,14 -
100,oo 100,oo
2,OO 0,49
21 -27 17.81
Provincia
0,75
0,35
G uaij ra Huila
0,48
1,35
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes fisicas de los hidrocarburos
Referencia: GPSA-87
11
e
.B ,z
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
21
22
23
24
25
26
27
29
30
31
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
Componentes
Meíano
Etnno
Propano
Isobutano
n-Butano
Iso entano
n-Atano
Neopentaiio
n-Hexano
2-Metüpcntano
3-Metilpentano
Neohexano
23-Mmeüibutano
n-Ileptano
2-MeWiexano
3-Meülhexano
3-Eüi ntano
2,2-&eapentano
2,4-meapentnno
203.3-Dimetüpentano
Triptano
n-Octano
Dbbut l l
Isooetano
n-Nonnno
n-Decano
Clclopentano
28Metilciclopentano
Ckiohexano
MeHldclohexano
Eteno (Effleno)
32Propeno@opUeno)
1-Buteno(Butilen0)
Cis-2-Buteno
Trans-l-Buteno
Isobuteno
1-Penteno
1.2-Butadleno
1.3-Butadieno
lsopreno
Acetüeno
Benceno
Tolueno
Eülbenceno
o-XUeno
m-Xileno
pXileno
&tlreno
Isopropllbenceno
Alcohol metiiíco
Alcohol etilico
Mon6rido de carbono
53Dlóxododecarbono
Sulfuro de hidrógeno
Di6xido de azufre
Amoníaco
Aire
Hidrógeno
Oxígeno
Nltrógeno
cloro
Agua
McUo
Clmniro de htdr6geno
A. B. C. D.
a EL O Y
L
Constantes críticas
Cr
Ov -
h
h
CH4
CzHs
C3Hn
C4Hio
C4Hlo
C5Hi2
CsHiz
CsHiZ
CsHi4
C6Hi4
C6Hi4
CsHi4
CsHi4
C7Hl6
C7Hib
C7Hi6
C7Hi6
C7Hi6
C7Hic
C7Hi6
CiHi6
CnHin
CsHin
CBHIM
C9Hzo
C I O H ~
CSHIO
CcHiz
CsHi2
CíHir
CZHI
CsHb
C4Hn
C4Hn
C4Hw
C4Ha
CSHIO
C4Hs
C4Hh
CsHs
CzHz
CsHb
C7Hn
CsHin
CsHin
CaHin
CiHin
CnHn
CgHiz
CHIO
CZHIO
CO
COZ
HZ S
COZ
NH3
Nz+Oz
Hz
02
N z
Ctz
HzO
He
HC I
16.043
30.070
44.097
58.123
58.123
72.150
72.150
72.150
88.177
86.177
86.177
86.177
86.177
100.204
100.204
100.204
100.204
100.204
100.204
10.204
100.204
114.231
114.231
114.231
128.258
142.285
70.134
84.161
84.161
98.188
28.054
42.081
56.108
56.108
56.108
56.108
70.134
54.092
54.092
68.119
26.058
78.114
92.141
106.167
106.167
106.167
106.167
104.152
120.194
32.042
46.069
28.010
44.010
34.08
64.06
17.0305
28.9625-317.8
2.0159
31 -9988
28.0134
70.906
18.0153
4.0026
36.461
-258.73
-127.49
-43.75
10.78
31.08
82.12
96.92
49.10
155.72
140.47
145.89
121.52
136.36
209.16
194.09
197.33
200.25
174.54
176.89
186.91
177.58
258.21
228.39
210.63
303.47
345.48
120.65
161.25
177.29
213.68
-154.73
-53.64
20.79
38.69
33.58
19.59
85.93
51.53
24.06
93.31
-120.49.
176.18
231.13
277.16
291.97
282.41
281.07
293.25
SO6.M
148.44
172.90
-312.68
-109.257.
-76.497
14.11
-27.99
-422.955.
-297.332+
-320.451
-29.13
212.000.
-452.09
-121 .27
(5000 •
(m]*
1$8.64
72.581
51.706
20.445
15.574
36.69
4.9597
6.769
6.103
9.859
7.406
1.620
2.272
2.131
2.013
3.494
3.293
2.774
3.375
0.53694
1.102
1.709
0.17953
O.ObM18
9.915
4.503
3.266
1.609
%!?)*
62.10
45.95
49.87
63.02
19.12
36.53
59.46
16.68
-
3.225
1.035
0.3716
0.2643
0.3265
0.3424
0.2582
0.1884
4.629
2.312 -
-
394.59
85.46
211.9 -
-
-
-
157.3
0.9501 -
906.71
-296.441
-297.04.
-505.73,
-255.28
-217.05
-255.82
-201.51
2.17
-139.58
-244.62 -
-147.72
-199.58
-131.05
-180.89 -
-181.48
-190.W
-182.63
-210.01
-12.81
-70.18
-132.11
-161.27
-64.28
-21.36
-136.91
-224.4
43.77
-195.87
-272.47,
-501.451
-301.63.
-218.06
-157.86
-220.65
-265.39
~213.16
-164..02
-230.73
-114.5.
41.95
-139.00
-138.966
-13.59
-54.18
55.83
-23!10
-140.814
-143.79
-173.4
-537.001
-69.83.
-121 .88*
-103.66.
-107.88. -
-435.26-
-361.820*
-348.001
-149.73.
32.00 -
-173.52.
1.00042+
1.20971.
1.29480.
1.3245.
1.33588i
1.35851
1.35992
1.542,
1.37708
1.37587
1.37888
1.37126
1.37750
1.38989
1.38714
1.39091
1.39566
1.58446
1 .M379
1.58564
1.39168
1.39956
1.39461
1.38624
1.40746
1.41385
1.40896
1.41218
1.42862
1.42558
(1.228
1.31Jb.
1 .S4941
1.36651
1.356Ss
1.3512.
1.37426 -
1.3975.
1.42488
-
1.50396
1.49942
1.49826
1.50767
1.49951
1.49810
1.54937
1.49372
1.33034
1.36346
1.00036b
1.00040+
1 .00060*
1.00062.
1.00036r
1.00028+
1.00013+
1.OW27r
1.00028r
1.3878.
1.35335
1.00003+
1.000421
666.4
706.5
616.D
527.9
550.6
480.4
488.6
464.0
436.9
436.6
453.1
446.8
453.5
396.8
396.5
408.1
419.3
402.2
386.0
427.2
428.4
360.7
360.6
372.4
331.8
305.2
653.8
548.9
590.8
503.5
731.0
668.6
583.5
612.1
587.4
580.2
511.8
(%;3
(558.).
890.4
710.4
595.5
523.0
541.6
512.9
509.2
587.6
465.4
1174.
890.1
507.5
1071.
1300.
1143.
1646.
546.9
188.1
731.4
493.1
1157.
3188.8
32.99
1205.
-116.67
8 9 . 2
206.06
274.46
505.62
385.8
321.13
453.6
435.83
448.4
420.13
440.29
512.7
495.00
503.80
513.39
477.23
475.95
505.87
496.44
564.22
519.46
610.68
852.0
461.2
5J6.6
570.27
40.54
197.11
295.48
311.86
292.55
(M.)*
305.
(412.).
95.54
505.57
651.29
674.92
651.02
649.54
(703 l
676:1
463.08
405.39
-220.43
87.91
21 2.45
315.8
270.2
-221.31
-399.9
-181.43
-232.51
705.16
-450.31
124.77
0.0988
0 . 0 7
0.0727
0.0714
0.0703
369.100.0679
0.0675
0.0673
0.0688
0.0682
0.0682
0.0667
0.0665
0.0691
0.0673
0.0646
0.0665
0.0665
0.0668
0.0662
0.0636
0.0680
530.440.0676
0 . W
0.068)
0.0679
0.0594
489.350.0607
0.0586
0.0800
0.0746
0.0689
0.0885
324.370.0668
0.0679
0.0682
376.930.0676
0.085).
(0.0654
(0.065).
0.0695
552.220.0531
0.0550
0.0565
0.0557
0.0567
0.0570
0.0534
0.0572
0.0590
0.0581
0.0532
0.0544
0.0461
0.0505
0.0881
0.0517
0.5165
0.0367
0.0510
290.750.0280
0.0497q
0.2300
0.0356
1
2
3
4
5
6
7
ti
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
JO
31
32
33
S4
35
36
37
30
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
M
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes físicas de los hidrocarburos
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes físicas de los hidrocarburos
Referencia: GPSA-87
-9
Z
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
17
18
21
22
2324
25
26
27
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
55
56
57
58
61
K L M , LMte de infla-
NUmei.o de Valor calonfíco, 60°F mabllidad, octanos
Neto Bmto %vol ASTM
Componentes 8
Metano
Etano
Propano
Isobutano
n-fkitano
Isopentano
n-Pentano
Neopentano
n-Heuno
2-MetU entano
~ - ~ e d ~ t a n o
Neohesano
1323-Dimetllbutano
n-Hrptano
2-Metilhexano
3-Metilhexano
3-EtU ntano
2.2-&etllpentano
192,4-Dimeapmtano
203.3-Dimetupentano
Triptano
n-Octano
Diisobuül
Isooetano
n-Nonano
n-Decano
Ciclopentano
28MetUclclopnitano
Clclohesano
MetUeiclohexano
Eteno (Etlleno)
Propeno(Pr0pUeno)
1-Buteno(Bu(i*no)
Cia-2-Buteno
Tnns-2-Buteno
Isobuteno
1-Penteno
1.2-Butadieno
1.3-Butadieno
Isopreno
Acetileno
Benceno
Tolueno
Etilbenceno
o-XUeno
m-Xileno
pXUeno
Estireno
IsopropUbenceno
Aicoho~ meüiico
Alcohol eWco
Mon6rido de carbono
Di6xodo de carbono
54Sulfmdehidrógeno
Di6rido de azufre
Amoníaco
Alre
IIidrógeno
Cloro
62 Agua
63 HeUo
64 Clromro de hidrógeno
909.4
1618.7
2314.9
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3706.9
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4398.2
4384.0
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5096.0
5098.3
5079.6
5084.2
5086.4
5081.2
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5780.5
5770.0
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7189.6
3517.1
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4179.7
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2871.0
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2859.9
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2789.0
2729.0
3410.8
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3500.9
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4956.317541
4957.1
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1448.1
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136.00
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119.65
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92.77
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167.22
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192.74
91.59
85.59
123.75
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190.43
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16.710
23.871
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31.032
30.193
38.193
30.193
45.355
45.355
45.355
4 5 . W
45.355
52.516
52.516
52.516
52.516
52.516
52.516
52.516
52.516
59.677
59.677
59.677
66.839
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42.988
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14.323
2 1 . W
28.645
28.645
28.645
28.645
35.806'
26.258
26.258
33.419
11.935
35.806
42.968
50.129
50.129
50.129
50.129
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3.581 --
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- - -
5.0
2.9
2.0
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1.5
1.3
1.4
1.3
1.1
1.18
1.2
1.2
1.2
1.0
- - -
15.0
13.0
9.5
8.5
9.0
8.0
8.3
7.5
7.7
7.0
7.7
7 .0
7.0
7.0
-
- -
69.3 65.0 17
95.6 92.8 18
85.8 83.1 19
-
M.O5
97.1
97.6
80.6,
90.3
62.6,
80.2
26.0
73.5
74.3
93.4
94.3
0.0
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(0.92)
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0.7
(1.48)
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1.1
2.7
2.0
1.6
1.6
1.6
1.6
1.3
(1.62)
2.0
(1.12)
1.5
1.2
1.2
1.0
1.0
1.0
1.0
1.1
0.8
5.5
3.28
12.50 -
4.30 -
15.M)
4.00 - - -
- - -
-
+1.6*
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93.-
92.3
61.7.
5
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74.5
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0.0
6.5
(6.3)
6.0
5.6
5.4
(8 3
8:33
8.35
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10.
10.
10.
10.
10.
(10.3)
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8.0
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74.20 -
45.50 -
27.00 -
74.20 - - - - - -
1
2
3
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
62
63
64
-
55.7
100.0 - -
84.9.
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84.9
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-
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63.0
7 4 . 8 3 0
M.O3
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n 3 . r
+2.1
- - - - - -
- - - - - -
22
23
24
W
26
27
29
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
U
45
47
48
49
50
5 1
52
53
54
55
56
57
58
59
80
61
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes físicas de los hidrocarburos
Referencias: GPSA-80
No.
1
2
3
4
6
6
7
8
9
10
1 1
12
13
14
15
16
17
18
19
20
C7H16 100.205 80.88 25.40 -24.91 2954. 531.1 1 0.003 97
Metano
Etano
Propano
n-Butano
Isobutano
n-Pentano
Isopentano
Neopentano
n-Haano
2-Metilpentano
3-Meuilp.:nlano
Nc!iht.~ai;o
2,3-Dirnetilbutano
n-Ileptano
2-&I~ti~bexaiiu
3-Metilhexano
3-Etilpentano
2,2-Dimetilpentano
29-Dimetilpentano
3,3-Din~etilpentario
d
i2
CH4
6 H 6
CaHo
C4Hio
C4H10
CsHla
C s H i 2
L s H l l
C6H14
C6H14
C6H14
C6H14
C6H14
C1H16
C7H16
C7H16
C7H16
C,ii16
C7H1
C.rH16
1.
ta
2.
U
L-
d-3 .- v 2 d
3.
h
5 %
O
16.043
30.070
44.097
58.124
58.124
72.151
72.151
72.151
86.178
86.178
86.178
86.178
86.178
100. 06
100.205
100.205
100.205
100.206
100.205
h
4 w
-161.52(281
-88.58
-42.07
-0.49
-11.81
36.06
27.84
9.50
88.74
60.26
63.27
48.73
57.98
91.85
93.48
79.19
80.49
135000.)
~ 0 0 . 9
1341.
377.
528.
115.88
151.3
2u8.
37.28
50.88
45.73
73.41
55.34
12.34
17.22
16.16
15.27
26.32
24.84
8
.F.
4 m.
4 880.
4249.
3797.
3848.
3388.
3381.
3199.
3 012.
3010.
3 124.
3 081.
3 127.
2 736.
2 734.
2 814.
2891.
2 773.
2737.
100.205 88.06
-182.4
-182.8d
-1~7.68~
-138.36
-159.00
-129.73
-159.90
-16.55
-95.32
-153.68 -
-99.870
-128.54
-80.582
-11827 -
-118.60
-123.61
-1 19.24
Constantes
i+
20.93 -134.46 2 945. 538.34 0.004 13
críticas .
d
b
190.55
305.43
3861.82
425.16
408.13
489.6
460.30
433.75
507.4
497.45
504.4
488.73
499.93
640.2
530.31
535.19
540.57
520.44
519.73
P
m
E
S
0.008 17
0.004 92
0.004 00
0.004 39
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OM)4 24
0.004 20
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0.004 26
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0.004 20
0.004 03
0.004 15
0.004 15
0.004 17
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes físicas de los hidrocarburos
Referencias: GPSA- 80
4. 5. 6. 7. 9.
Densidad de liquido u U t 9 Gaf ideal 101,3250 kPa (abs), 15°C Calor especifico 4 5 2 101,3250kPa (abs), 15°C 101,325 kr>a(abs),
m
h
U
15°C
+. No.
(0.3)1
0.3581h
0.5089
0.6847~
0.6837~
0.6316
0.6250
0.5972~
0.6644
0.6583
0.6694
0.6545
0 . W
0.6886
0.6835
0.6921
0.7032
0.6787
0.6777
0.6980
0.6950
0.7073
0.6984
0.6968
0.7224
0.7346
0.7508
0.7541
0.7838
0.7744
-
0.5231h
0.6019~
0.6277~
0.6105~
0.601oh
0.6462
0.6576~
0.6280~
0.6866
0.61 5k
0.8850
0.8723
0.8721
0.8850
0.8691
0.8661
0.9115
0.8667
0.7967
0.7922
0.7893'"
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657.7
668.8
653.9
666.2
888.0
682.8
691.5
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678.0
677.1
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733.9
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788.6m134)
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853.0'
~3n0 1'
356:Gh
506.7~
583.1h
5 6 2 . 1 ~
629.9
623.3
~ 5 . 6 ~
662.7
656.6
667.7
652.8
665.1
686.9
881.7
690.4
701.5
676.9
676.0
696.3
693.3
705.6
696.6
694.9
720.6
732.8
749.1
752.3
782.0
772.6 -
521.5~
600.9
626.0~
608 gh
599:4h
644.1
656
626:9
684.9
-
883.1
870.5
870.5
883.1
867.2
864.2
909.5
864.9
794.9
790.4 -
820.8~
787.gh
1395.
616.8 - -
- -
1423.5
998.0 -
851.9
(0.051'
0 084 mh
0108684~
0.089 4
0.103 sh
0.114 3
0.1 15 6
0.120 9h
0.129 8
0.131 O
0.128 9
0.131 8
0.129 4
0.145 6
0.1468
0.144 9
0.142 6
0.147 8
0.1480
0.143 7
0.144 3
0.161 6
0.163 7
0.164 1
0.177 7
0.1939
0.093 49
0.1 11 7
0.107 5
0.126 9
-
0.08069~
0.093 3oh
0.089 47h
0.091 9ah
0.093 44h
0.108 6
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0.086 2zh
0.099 30
0.088 34
0.105 7
0.121 9
0.120 1
0.122 3
0.122 7
0.114 4
0.139 O
0.040 26
0.058 20
0.035 52'"
0 053 55h
0:043 lgh
0.045 wh
0.027 57"
0.033 9"
0.028 39"
0.028 04"
0.034Wm
0.049 78
0.018 03
0.03202'"
0.042 74
-
0.002 7dh
0.002 llh
0.002 14*
0.001 57
0.001 62
0.001 87"
0.001 35
0.001 40
0.001 35
0.001 40
0.001 35
0.001 24
0.001 22
0.001 24
0.001 26
0.001 30
0.00130
0.001 17
0.001 24
0.001 12
0.001 17
0.001 17
0.001 13
0.000 99
0.001 26
0.001 28
0.001 22
0.001 13
0.00340~
0.002 Ogh
0.001 7Gh
0.001 93h
0.002 loh
0.001 60
0.001 7eh
0.002
0.001 55
-
0.001 19
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0.000 97
0.00097
0.001 03
0.000 97
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0.001 07 - - - -
-
- - - - -
0.000 14 -
0.006 03
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0.3239
0.3107
0.2876
0.3031
0.2681
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0.3041
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0.4904
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0.2308
0.2098
0.2364
00869
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0.1949
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0.2126
0.2026
0.2334
(0.2540)
0.1971
(0.1567)
0.1893
0.2095
0.2033
0.3031
0.3113
0.3257
0.3214
0.1997
0.3260
0.5648
0.6608
0.0442
0.2667
0.0920
0.2548
0.2576 -
-0.2lgw
3.0200
0.0372
0.0737
0.3434
O
0.1232
0.9981
0.9915
0.9810
0.9641
0.9665
0.942t
0.948t
0.9538
0.9lOt -
- - -
0.852t - - - - - - -
0.783t - -
- -
0.949t - - -
0.6938
0.9844
0.9703
0.9660
0.9661
0.9688
0.948t
(0.969)
10.9651
0.949t
0.9925
0.929t
0 . 9 ~ '
- - - - -
- -
0.9995
0.6943
0.9903
0.9801'
0.9899í30)
0.9996
l.OCHJ6
0.9993(391
0.9997
(0.9875)~(36)
1 .O00 5(401 -
0.5539
1.0382
1.5225
2.0068
2.-
2.4911
2.4911
2.4911
2.9753
2.9753
2.9753
2.9753
29753
3.4596
3.4596
3.4596
3.4596
3.4596
3.4596
3.4596
3.4596
3.9439
3.9439
3.9439
4.4282
4.9125
2.4215
2.9057
2.9057
3.3900
0.9686
1.4529
1.9372
1.9372
1.9372
1.9372
2.4215
1.8676
1.8676
2.3519
0.8990
2.6969
3.1812
3.6655
3.6655
3.6655
3.6655
3.5959
4.1498
'1.1063
1.5906
0.9671
1.5195
1.1765
2.21 17
0.5880
1.0000
1.474
0.7863
0.5362
0.4068
0.4068
0.3277
0.3277
0.3277
0.2744
0.2744
0.2744
0.2744
0.2744
0.2360
0.2360
0.2360
0.2360
0.2360
0.2360
02360
0.2360
0.2070
0.2070
0.2070
0.1843
0.1662
0.3371
0.2809
0.2809
03408
0.8428
0.5619
0.4214
0.4214
0.4214
0.4214
0.3371
0.4371
0.4371
0.3471
0.9081
0.3027
02566
0.2227
0.2227
0.2227
0.2227
0.2270
0.1967
0.7378
0.5132
0.8441
0.5373
0.6939
0.3691
1.388
0.8163
0.0696 1 11.73 1 1 14.24 1 - 1 !l 1.1048
(442.11
281.9
272.9
237.6;
229.1
206.8
204.6
lg5.Sh
182.1
180.5
183.5
179.4
182.8
162.4
161.1
163.2
165.8
180.0
159.8
164.6
103.9
146.3
144.4
144.1
133.0
122.0
252.9
211.7
220.0
186.3
-
~ 9 3 . 6 ~
~ 5 3 . 4 ~
264.9
257.1h
253.1h
217.7
2 ~ 7 . 2 ~
274.2"
238.1 -
267.6
223.7
194.0
196.9
193.4
192.7
206.7
170.4
587.4
408.2 -
441.6~
~ 7 . 5 ~
515 .3~
857.4
0.7389 0.9166 -
3.9672 0.8441 1.040 -
2.4481 0.3335 475.0 0.4760 -
0.6220 1.312 1311. 1.862 4.191 62
0.1382 5.807 - 5.192 -- 63
1.258fj 0.6485 553.2 0.7991 -
2.204
1.706
1.625
1.652
1.616
1.622
1.600
1.624
1.613
1.602
1.578
1.593
1.566
1.606
1.595
1.584
1.613
1.613
1.651
1.603
1.578
1.601
1.573
1.599
1.598
1.595
1.133
1.258
1.211
1.324
1.514
1.480
1.483
1.366
1.528
1.547
1.519
1.446
1.426
1.492
1.659
1.014
1.085
1.188
1.218
1.163
1.157
1.133
1.219
1.352
1.389
1.040
0.8330
0.9980
0.6062
2.079
1.005
-
3.807
2.476
2.366(411
2.5861411
2.292(411
2.239
2.317
2.231
2.205
2.170
2.148
2.146
2.209
2.183
2.137
2.150
2.161
2.193
2.099
2.088
2.191
2.138
2.049
2.184
2.179
1.763
1.843
1.81 1
1.839
-
2.443
2.237
2.241 (421
2.238
2.296
2.241(431
2.262
2.124
2.171 -
1.715
1.677
1.721
1.741
1.696
1.708
1.724
1.732
2.484
2.348 - -
2.08(361
1.359í36)
4.693í301 -
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
4 1
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53 54
55
56
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes físicas de los hidrocarburos
Referencias: GPSA-80
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
a cl,
E 3 m :S m- t:
2 *
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Endulzamiento del gas natural
Efectos del H2S y del C02
1. Fe + H2S - FeS + H 2 f
Fe0 + H2S - FeS + H20
El Fe0 es inestable y sigue reaccionando:
Fe203 + Fe0 - Fe304
Y
3
%
3
E
m
"8
3.
R
6'
O'
Vi
Y
Fo
'P.
O'
P7 g .
3
2
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ii-
O
m
7
b
a
a
W
Q z
I
a
Ii-
O
b
b
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
l
Yacimientos de gas condensado @
- - --
Variaciones estimadas de la composición
Componentes - % molar
GAS SECO 90-98 2-3 O,9-1,2 0,4-1 ,O
GAS NATURAL 70-89 2-20 3,O-15,O 0,O-6,0
GAS CONDENSADO 80-89 3-5 3,0-5,O 1 ,O-6,O
PETRÓLEO e 80 > 5 > 5,O > 6,O
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
3
EZ)
S
3
O
E
O
O
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C
Y-
a,
u
Ti-
00
T-
c\i
8 z
E o
c
a -
c
a,
a
V>
O
a
1
Comparación de las escalas de temperatura:
Absoluta, Centígrada y Fahrenheit.
-- -- - - --
Centígrado Kelvin Rankine
"C "K (Abs.) "R (Abs.)
Fahrenheit
"F
El agua hierve
Temperatura normal
El agua se congela
Cero absoluto
H
I
H H
I I
H H H
1 1 1
H-C-H H-C-C-H H-C-C-C-H
I I I 1 1 1
METANO ET'ANO PROPANO
H H H H
1 1 1 1
H H H
1 1
H - Y - P F Y - H H-Y-c-F-H
H H H H
N - BUTANO
H I ~
H-7-H
H
I - BUTANO
Estrsrctcira mulecular de los
hidrocarburos parafínicos
H H
\ /
C
/ \
H-C-C-H
I I
H H
CICLOPROPANO
BENCENO
Estructura molecular de los
compuestos cíclicos y
aromáticos3
%
3 5.
C. w
a
CD
m "e:
5.
3 c.
'a g*
'C
w a
E'
5.
3
Cr:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Peso molecular vs. número de carbonos
de los hidrocarburos parafínicos
Número de carbonos
Y = (1 4,027) X + (2,016)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ejercicios de aplicación
Convertir "C a "F Convertir "F a "C
Calcular el peso molecular Jel C40
M = (14,027) . N + 2,016
M = (14,027) (14) + 2,O 16 = 563,09
Calcular el peso molecular del Cio
M = (1 4,027) ( i)) + 2,O 16 = 142,286
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Composición del gas.
Se comienza con el diagrama de fases de un monocomponente, de cuya
observación se deducen las aplicaciones. Esto se compara con el dibujo pre-
sión-temperatura de un policomponente, en el cual se apoyan todas las considera-
ciones que puedan hacerse alrededor del uso que quiera dársele a un gas determinado.
A partir de las reglas de Kay, se examinan y determinan las características de
una muestra tipo, complementándolas más tarde con el cálculo del contenido de
líquidos condensables del gas (GPM), así como con el efecto de los ingredientes
ácidos sobre las propiedades seudocríticas y el factor de compresibilidad.
El uso de las hojas de cálculo les facilita a los estudiantes que se inician en esta
materia, la interpretación y la deteminación de los parámetros más comunes. Por eso
se decidió incluirlas en el libro. A su vez, son muy útiles en laboratorios y lugares
similares, donde sean los operarios los responsables de recopilar la información de
rutina.
Se exhibe una serie de gases de diversas procedencias y se agrega el diagrama
de fases correspondiente. Al interpretarla se tienen las ventajas y desventajas de cada
muestra de gas, con respecto al uso que se le quiera dar.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones -.
Con los simuladores apropiados, el ingeniero podrá tener los diagrama del
producto que alimenta su respectiva planta, un aspecto que contribuirá notablemente a
predecir el comportamiento del fluido frente a las variaciones de presión y
temperatura que se puedan producir en las instalaciones a su cargo. b
Aparece luego lo inherente a la determinación de la densidad de los
hidrocarburos en estado líquido. Esta se calcula siguiendo en la hoja de cómputo con
la correspondiente fórmula, y se corrige por los efectos de la presión y temperatura
sobre la densidad, inicialmente calculada en condiciones atmosféricas.
La última parte de este capítulo se dedica al análisis de la presión de vapor, un
parámetro que va a afectar la calidad del producto que se oferta en el mercado, las
condiciones que se exigen en el fracc.ionamiento de los hidrocarburos y el lógico
diseño de la planta, la escogencia de un determinado sistema para la eliminación de
los componentes ácidos y muchos disefiss más. Se parte del concepto de presión de
vapor y sus respectivas aplicaciones.
Todo esto está íntimamente ligado a la composición del gas natural. Por ello es
necesario que el lector se familiarice muy bien con los análisis, el modo de hacerlos y
el resultado que, finalmente, llega hasta los escritorios.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
D FLUIDO DENSO
m
VAPOR O GAS
SOBRECALENTADO
TEMPERATURA -+
VAPOR
Diagrama de fases para un componente puro
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ecuaciones de estado
Método de Standing y Katz. Se aplican las reglas de Kay.
sPc = Presión seudocrítica.
sTc = Temperatura seudocrítica.
Pc i = Presión crítica del componente i.
Tc i = Temperatura crítica del componente i.
y i = Fracción molar del componente i.
n = Número de componentes.
5
%
3 E-
e;.
a
0
C19 "e
2 2'
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8
w
07
'd.
O*
8
E;'
Vi
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Hoja de cálculo de características del gas natural
(Continuación) pág. 2 ~ 2
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factor de corrección para gases ácidos
(Fsk o E)
O 10 20 30 40 50 60 70 80
Porcentaje de H2S
Fsk = 120 (A"~ - A'76) + 15 (p- B ~ )
Pc' = m') - -
Te .+- (N) (1 - B) (Fsk)
Donde:
Tc = Temperatura seudocritica ('8)
Pc = Presión seudocritica (Ipca)
Tc' = Temperatura seudocritica corregida (OR)
Pc' = Presión seudocritica corregida (Ipca)
A = Fracción molar del H2S y el C02
B = Fracción mol;iii- 112s
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-01
Fecha: 10-08-90
Muestra: G. N. Occid. Aso.
Temperatura: 90 "F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Occidente Asociado
Empresa: ING. CONS.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido Líquido
Características del gas natural
Gravedad Específica O. 79848
Peso Molecular 23.12650
Presión Pseudocrítica 676.82837
Temperatura Pseudocrítica 416.63272
Pre. Pseudocrítica Corregida 666.42255
Temp. Pseudocrítica Corregida 410.22726
Factor de Corrección por Acidez 6.40546
Contenido Líquido (GPM) (Cl+) 18.69185
Contenido Líquido (GPM) (C2+) 6.33039
Contenido Líquido (GPM) (C3+) 3.39519
Valor Calorífico Bruto 1271.52600
Valor Calorífico Neto 1155.07959
Contenido de H2S 20000.00000
Contenido de H20 O. O0000
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
OR
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm 9 "
lbs/MM pcn
Las constantes para los ciilculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 'F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Diagrama de fases de occidente asociado
Temperatura ("C)
-157 -137 -1 17 -96.7 -76.7 -56.7 -36.7 -16.7 3.33 23.33 43.33 63.33
1400 -ti - Puntos de burbuja 1 7 - 100 - Puntos de rocío
-250 -200 -1 50 -1 O0 -50 O 50 1 O0 150
Temperatura ("F)
1200
a
O
0 1 O00 w
1 A Punto crítico
I
n .
1 /
-- 60
/ \
-- 80
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-01
Fecha: 10-08-90
Muestra: G. N. Occid. Aso.
Temperatura: 90 "F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Occidente Asociado
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido LZquido
Características del gas natural
Gravedad Específica O. 80605
Peso Molecular 23.34557
Presión Pseudocrítica 689.29181
Temperatura Pseudocrítica 421.74249
Pre. Pseudocritica Corregi.da 671.53265
Temp. Pseudocrítica Corregida 411 .O8017
Factor de Corrección por Acidez 10.66233
Contenido Líquido (GPM) (C1+) 18.31802
Contenido Liquido (GPM) (@S+) 6.20378
Contenido Líquido (GPM) (C3c) 3.32728
Valor Calorífico Bruto 1246.09558
Valor Calorífico Neto 1131.97791
Contenido de H2S 20000.00000
Contenido de H20 O. O0000
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga11/1000 gire3
BTU/pie3
BTlí/pie3
PPm 9
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 'F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-01
Fecha: 10-08-90 Estado: Occidente Asociado
Muestra: G. N. Occid. Aso. Empresa: ING. CONSUL.
Temperatura: 90 "F Presión: 100 lpc
Tomada con fecha: 10-08-90 Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (C1+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
'R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm9v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 'F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingenieríade gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-02
Fecha: 10-08-90
Muestra: G.N. Guarico L.
Temperatura: 90 'F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Guarico L. #l.
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido L5quido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
" R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm 9 v
lbs/MM pcri
Las constantes para los cáPcuPos fueron tomadas del G . P . S . L 3 . 8 7 :
P = 14.696, T = 60 'F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol,
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Presión (kg/cm2)
U")
I
U")
N
i
O
w
m
L-
O 13
r n - 5
7 ' - P
E
U") F
b
U")
(V
I
O
U")
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-03
Fecha: 10-08-90
Muestra: G.N. Guarico L.
Temperatura: 80 'F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: ~uárico L. #2.
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presi6n Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (C1+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
'R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTUJpie3
BTU/pie3
PPm .v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Diagrama de fases de Guárico libre No. 2
Temperatura ("C)
-1 56.67 -1 31.67 -1 06.67 -81.67 -56.67 -31.67 -6.67 18.33
1800 1 I I 1 1 I I I I I I I I I
1 - Puntos de burbujeo ,
l
l -Puntos de rocío
) x Punto critico I
/
/
Temperatura ("F)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-04
Fecha: 10-08-90
Muestra: G.N. Oriente L.
Temperatura: 90 "F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Oriente Libre
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido L5quido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (C1+)
Contenido Líquido (GPM) (CZ*)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 p i ~ 3
BTU/pie3
R'rU/pie3
PPm 9 v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Diagrama de fases de oriente libre
Temperatura ("C)
-1 56.67 -1 31.67 -1 06.67 -81.67 -56.67 -31.67 -6.67 18.33 43.33
1800
O
-250 -200 -1 50 -1 O0 -50 O
Temperatura ("F)
--
-
--
-
-
-
I
I
-
-
-
-
I
I
I
I
I
1
I
I
I
I
I
I
/ - Puntos de burbuja - ---
I
1 -Puntos de rocío I
l / A Punto critico i
l \
I
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-05
Fecha: 10-08-90
Muestra: G.N. Oriente A.
Temperatura: 90 'F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Oriente Asociado
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Caracteristicas del gas natural
Gravedad Especifica
Peso Molecular
Presión Pseudocritica
Temperatura Pseudocritica
Pre. Pseudocritica Corregida
Temp. Pseudocritica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Liquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Liquido (GPM) (C3+)
Valor Calorifico Bruto
Valor Calorifico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie?
PPm,"
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Presión (kglcm2)
O O O
00 co v
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:90-08-10-06
Fecha: 10-08-90
Muestra: G.N. Costa A. L.
Temperatura: 80 "F
Tomada con fecha: 10-08-90
Estado: Costa Afuera Libre
Empresa: ING. CONSUL.
Presión: 100 lpc
Profundidad: O
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Liquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
gal./1000 i r i t 3
BT1J/pi e3
BTU/p ie3
PPm, 0.
lbs/MM pcar
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Presión (kg/cm2)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de lamuestra de gas natural No.:89-04-001
Fecha: 02-04-89
Muestra: G.N. sin agua
Temperatura: 90 "F
Tomada con fecha: 28-03-89
Estado: ~nzohtegui
Empresa: CORPOVEN
Presión: 60 lpc
Profundidad: superficie
Componentes Pbrcentaje Molar Contenido Líquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
P r e , Pseudocrítica Corregida
T Pseudocrítica Corregida
F-ptor de Corrección por Acidez
dryryki~nido Líquido (GPM) (Cl+)
Cuntinido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Corxi~nido de H2S
Contenido de H20
lbs/] bmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 p l ~ T
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm*v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:89-04-002
Fecha: 02-04-89
Muestra: G.N. con agua
Temperatura: 90 "F
Tomada con fecha: 28-03-89
Estado : ~nzoate~ui
Empresa: CORPOVEN
Presibn: 60 lpc
Profundidad: superficie
Componentes Porcentaje Molar Contenido Líquido
1 Características del gas natural
Gravedad Especifica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
'R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm,v
lbs/MM pcn
Las constantes para los c&lculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del contenido líquido en una muestra de gas
(GPM)
Nota: tonlarnos el 2 metilpentano como e9 í'C6.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del contenido líquido en una muestra de gas
(GPM)
Nota: tomamos el 2 metilpentano como eli-Cs.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del contenido líquido en una muestra de gas
(GPM)
Nota: tomamos el 2 metilpentano corrio el i-C6.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del contenido de líquidos en una
muestra de gas natural
Componentes
H20
H2S
N2
c1
co2
c2
c3
i-C4
n-C4
i-C5
n-C5
is-Có
c6
c7
c8
c9
cio
C =
iL
Fracción
molar
Factor de
conversión
27,48 16
32,6260
3 1,4433
36,4903
36,1189
41,3897
41,0157
46,0020
5 1;05 16
56,1354
6 1,2298
C =
GPM
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Densidad de hidrocarburos líquidos
a 14,7 lpca Y 60°F.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Densidad a 14,7 lpca y 60" (Ibs/pie3)
Corrección de la densidad del líquido por
efectos de la compresibilidad
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Densidad a 60°F y presióli P (lbs/pie3)
Corrección de la densidad del líquido por
expansión térmica
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
x x x x o
E E E E Z
O O O O ~ O
a a a m - r ,
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
O 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100'110120130140150160 180 200
Temperatura ( O F )
Temperatura ("F)
Presión de vapor para hidrocarburos livianos a baja temperatura
Temperatura ( O F )
Presión de vapor para hidrocarburos livianos a alta temperatura
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Viscosidad del gas
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Razón de capacidad calorífica
aproximada de los hidrocarburos
1.04 1.08 1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.3
Razón de capacidad calorífica, k = Cp/Cv
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cromatografía de
fase gaseosa.
El estudio de la cromatografla de fase gaseosa es objeto de uno o de varios
cursos, en los cuales se revisa todo lo inherente a esta técnica. A pesar de esto, es
necesario que el ingeniero que se dedica al gas natural cuente con las herramientas
mínimas para entender el proceso seguido en el laboratorio con el fin de encontrar la
composición, de tal manera que el uso de esta información sea absolutamente
confiable.
Muchas plantas no trabajan como debe ser, debido a que la muestra que se
utilizó como punto de partida no era representativa. En ocasiones se compran
instalaciones costosas que luego no funcionan, gracias a que el gas natural se aleja
mucho de los límites máximos y mínimos requeridos para adaptarse al diseño.
La primera figura que se presenta en esta sección corresponde a un
cromatograrna de LPG o GPL ( ~ ~ 9 . Obsérvese el predominio del propano y la
cantidad mínima de metano existente en el gas. El contenido de aire es únicamente
indicativo del lugar donde aparecería si estuviera presente, por eso no está
representado numéricamente ni se da el tiempo de respuesta correspondiente.
Se llama la atención sobre la separación de los isómeros del C6 y la no
existencia del isohexano, que suelen incluir los analistas en los reportes sobre la
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
composición del gas natural. En la parte inferior de la figura de la pág. No. 73 aparece
el número del pico que corresponde a cada componente detectado, el tiempo de
retención (en minutos), el área del pico, la cual sirve de apoyo para calcular la
fracción molar de cada uno de los integrantes y, al final, la composición o porcentaje
molar.
En la página siguiente se agrega una hoja para realizar los cómputos en forma
rutinaria, la cual se utiliza para el ejemplo del cromatograina. Al revisar este
procedimiento, el interesado notará que los resultados no se corresponden totalmente.
Eso ocurre cuando el equipo no trabaja en forma óptima y se utiliza un gas patrón para
garantizar la respuesta.
Se analiza después el concepto de ppm y se dejan en el libro una serie de
muestras verídicas, que fueron aceptadas sin darse cuenta de que contenían errores o
información que pudieran llevar a falsas interpretaciones.
Al voltear la página, el lector encontrará el análisis realizado con el auxilio de
un computador, que permitirá verificar cuáles fueron los errores o, en su defecto, la
interpretación que se le deba dar a cada uno de los parámetros. Por ejemplo, el usuario
podrá saber si el GPM, que se indica en la lámina, incluye o no el etano, como parte
de los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida.
Para concluir, se presenta un encabezamiento tipo, para mejorar la información
que acompaña los resultados cromatográficos. Si se mantiene la rigidez científica,
tanto en la recolección de los datos como en el desarrollo del análisis, el reporte será
perfectamente confiable.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis cromatográfico
de una muestra de GPL
Pico No. Tiempo de
retención
1.944
3.625
4.280
5.620
6.461
9.01 2
9.942
1 1.595
12.852
13.51 5
14.080
Área Porcentaje molar
Muestra de Gas Natural
Muestra: . Presión: lpcm. Temperatura: "F. "C
FechaJHora: . Tomada: . Analizada:
1
Comp
HzO
H2S 1: N2
c i
COZ
c2
c3
iC4
nC4
iC5
nC
iC6
nc6
c7
cs
c9
cio
2
Área
3
Fact
FC.
33,O
3 8,O
42,O
357
48,O
51,2
64,5
82,O
85,O
102,O
105,O
116,O
123,O
143,O
160,O
177,O
199,O
4
Áred
FC
5
% Mol
6
PMi
18,015
34,080
28,013
16,043
44,O 1 O
30,070
44,097
58,123
58,123
72,150
72,150
86,177
86,177
100,204
1 14,23 1
128,258
142,285
9
GPM
7
Peso
1 O
@TU/
p3) B
-
637,l
-
1010,O
-
1769,6
2516,9
3251,9
3262,3
4000,9
4008,9
4743,3
4755,9
5502,5
6248,9
6996,5
7742,9
8
FIGPMDi
27,493
32,639
3 1,456
36,505
36,133
41,390
41,032
46,020
5 1,072
56,158
61,254
11
BTU
Bruto
Muestra de L.P.G.
Muestra: . Presión: lpcm. Temperatura: "F. "C
FechaIHora: . Tomada: . Analizada:
- --
l o ~ \I%
S
=M
O62'ZP 1
092'821
OEZbP1 1
SOZ'001
8L1'98
8L 1'98
IST'ZL
ISI'ZL
P27'8C
PZ1'8S
L60'e
OLO'OE
O IO'PP
EP0'9 T
£10'82
!M
9
ZPEL'O
6 1 ZL'O
OLOL'O
€889'0
OS9'0
6LS9'0
1 1 £9'0
PPZ9'0
ZP8S'O
0£9Cb0
CLOC'O
59CE'O
9L 18'0
00OE'O
~608'0
7 A
ZT
- --
----
wa.i.
P
= M
6090'0
96~1'0
OLEC'O
10~9'1
0096'P
0 6 9 ~ ~ 9
OCLC'S 1
OPPP'OZ
OOPC'TS
OO~E'ZL
0000'88 1
0000'008
0000'000C
LIoOOT
aadl ' ~ d
01
!d. !A
1 T
0'66 1
O'LL 1
-
0'09 1
O'EPT
O'EZI
0'911
O‘CO 1
0'20 1
o's8
0'28
S'P9
Z'TS
0'8P
L'CE
0'ZP
-3.i.io3
*pa&
E
!M !x - - - -
L
=-u
8208'£61
L899'LL 1
OOLCb191
EE8S'SPT
198L66Z1
5686'0s 1
LSZE'PT 1
SZSS'S1 1
EE6P'66
86EZ'E01
9068'98
ZC6E6P8
7 E8Z8'ES
-
a a ~ v
Z
lo^
6
013
'3
93u
937
$3'
"3U
"3F
E3
z3
~p
z03
'3
zN
dmo3
T
L9LP'ES
9609'PE
?A / !m
8
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
C D O O O
O O O O
o O o o o
0 0 0 0 0
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
CORE LABORATORIES INTERNATIONAL S. A.
P.(nl.um Roairvrk Eng&oerinw
WARTAOO tra
M*CUCU.O - vmau.u
ANAllSlS D E COHPOSlClON D E LA HUESTRA D E GAS D E L SEPARAOOR
Componentes t H o l a r G .P .H .
S u l f u r o de Hldr6gano
OI6xldo da Carbono
NI tr6geno
Netano
Etano
tropano
I s o Butano
Normal Butano
I r o Pentrno
Normal Pentrno
Hexa no S
Hep t i n o s +
Gravedad d e l gas c a l c u l a d o (a 1 r e - 1.000) = 0.738
V a l o r C a l o r f f l c o Bruto Calculado - 1157 BTU.
por p i e cüblco de gas seco a 14.7 Lpca y 60.F.
fumadoa 800 lpsn y 96 ' f .
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:CORELAB-17
Fecha: ??-09-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: ?? "F
Tomada con fecha: ??-09-84
Estado: ??
Empresa: MENEVEN S.A.
Presión:?? lpc
Profundidad: SEPARADOR
Componentes Porcentaje Molar Contenido Líquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto.
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm 9 v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
CORE LABORATORIES INT ERNATlONAL S. A.
hb&m Roru*.ir Eykieorknw
U A ~ T * o o U. - v8Nuu.u
&CN¿ : 0 9 / 8 ~
P j g l n a 37 da 42
Arch l v o R F l 270142
Conpaiita MENEV1N. S. A. Formac l b n &f+'
POZO AG12. Me C Estado -
Campo Pafs VENEZUELA
ANALlSlS O € COHPOS IClON DE L A HUESTRA DE GAS DEL SEPARAOOR
P.
Componentes 8 Molar G.P.H.
Su l fu ro da Hidrógeno
blóxfdo de Carbono
N f t rógeno
Netano
Etano
Rropano
I so Butano
Normal Butano
I s o Pentano
Normal Pen tano
Hexano S
Hsptanos + I
Gravedad de l g a s ca lcu lado ( a i r e - 1.000) -0.810
Valor C a l o r t f l c o Bru to C ~ l c u l a d o m . 1163 BTU.
por p i e cOblco ,de gas seco a 14.7 Lpca y 60.F.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:CORELAB-37
Fecha: ??-09-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: ?? "F
Tomada con fecha: ??-09-84
Estado: ??
Empresa: MENEVEN S.A.
Presión: ?? lpc
Profundidad: SEPARADOR
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm 9 v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Caboratorio Industrial C. A.
IBINCA 9 AVENIDA 35 NO. 94-9s (LOS POSTES N E G ~ O S ) APDO. lose ?ELEfONO: 516460 - MARACA180 Phgina No. 3
Estadon: S a n t i Rosa Arma: rLPTt
Toamda con fecha1 04-10-81 TacFniaato: ~G.106
Pecha Anilisisi 08-10-84 Estado1 Ñ i o ~ t e y i
Muestra 1 RG-188
Temperatura i 105 F
Comoonentes Comoosición
(Porcentaje !colar)
1. Agua
2. NitiOgono
3. We tan0
4. COZ
5. Etano
6. Propano
7 . 1 80-Butano
8. N-Butano
9. 1 so-Pentano
10. N-Pentano
11. Iso-Htxano
12. N-Hexano
13. Heptanor
m ev en C ornpañ l a I I.le..
Presión: 1200 PsI
Contenido
Liquido
CARACTERISTI CAS DEL GAS NATURAL
Gravedad Esoccif ica O. 9082
Pemo lo lecu lar 26.30 LB/MOL
Presidn Seudocrítica 7id 65 PSI A
Temp. Seudocrltica 4.38. 29 GRADOS R-HE
Cont. Líquido (GP:rl) 4.1865 CAL/IOOO pc
V a i o r Calorifico (BRUTO) 1163.20 BTtJRC
Valor CalorSf i co (h'ETO) 1057.30 BTU/PC
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:LABINCA-03
Fecha: 08-10-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: 105 "F
Tomada con fecha: 04-10-84
Estado: ANZOÁTEGUI
Empresa: MENEVEN
Presión: 1200 lpc
Profundidad: SUPERFICIE
Componentes Porcentaje Molar Contenido ~íquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm 9 v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 " F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
taboratotio Industrial C. A.
AVENIDA 35 No. 94-95 (LOS POSTES NEGROS) APDO. 1058
TLLtfONO: S16460 MARACAlBO
Psskur No- 5
vW8don: Smta Roaa Arw 1Z-G
Tonuda con fechar 05-1- ~adn iea to : ~ 0 1 8 6
Pecha Andli si8 I 09-1044 Es-dot &mate@
Muertrr 8 RG186 C o m p a ñ í a : ~mwan
Tempimturñ I 110 F Presión: 1200 psf
Coauonentes Com~osició
(Porcenía j a &lar)
l. Agua
2. Nitrógeno
3. Metano
4. COZ
5 , Etano
6. Propano
7. f so-Butano
8, N - E u t m o
9, 1 so-Pentano
10. LPentano
11 1so-nexano
12. N-Htxano
13. Hepknos
CARACTERI STI CAS DEL GhS NATURAL
Gravedad E s ~ t c l f i c & O. 7830
Peao Molecular 22.85 IIB/MOL
Pnciibn SeudocrStica. 414.16 PSI A
Temp. ~ e u d o c r i t i u 697.85 GRA30S RAMtIñE
Cont, Lfquido (Cm) 27@3 elrz/iooo PC
Valor CtlorSf~co (BRUTO) 11 69,0 SlrrifPC
Valor Caiorff i co ( N E T O ) 106Q.90 BTUOC
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:LABINCA-05
Fecha: 09-10-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: 110 "F
Tomada con fecha: 05-10-84
Estado : ANZOÁTEGUI
Empresa: MENEVEN
Presión: 1200 lpc
Profundidad: SUPERFICIE
Componentes Porcentaje Molar Contenido Liquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
'R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm,v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Laboratorio Industrial C. A.
AVáNIOA 3s N*. 94.95 (LOS POSTES NEGROS) APDO. 1058
TILEFONO: 5164óO MARACA100
N? 1' -
Esracibn: Santa Rosa Arena: bIEJ 1U
Tomada con fechal 02-11-84 Yacimcnto: RG-154
Pechi AnAliois, 0 6 - 1 1 - 8 4 Estrdoc ,l,,:oategui
Yuírtra RG-154 Com~afiíal Ncneven
Tempenitura 1 1 1 0 'F Preaibnc 600 p t l
s. m a
2. Nitr6geno
3. Metano
4, CO, -
5. Etano
6. Propaca
7. 160-Butano
8. N-Butano
9 , 1 60-Pantano
10. N-Pantano
Contenido
Liquido
1). Heptanom
Gravedad Esoeeifica 0.79Q
pelo Molecular 22.95 LB/MOL
Pnridn SeudocrLtica 704.90 PSI A
Teap. SeudocrLtica 408.70 GRX30S RANUNE
Cont. LLquido (GPrl) 2.b578 CU/1 O00 PC
Valor Calorffico (BRUTO) 1124.0 BTU/PC
Valor CalorSffco (NETO) 1018.O BTU/PC
Contcnido da l l2S cn P.lb.M*S . O
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:LABINCA-12
Fecha: 06-11-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: 110 "F
Tomada con fecha: 02-11-84
Es t ado : ANZOÁTEGUI
Empresa: MENEVEN
Presión: 600 lpc
Profundidad: SUPERFICIE
Componentes Pbrcentaje Molar Contenido ~íquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H20
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm .v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T= 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Caboratorio Industrial C. A.
AVENIDA 35 No. 94.95 (LOS POSTES NEGROS) APDO. 10511
TELEFONO: 5 16460 - MARACA100
Pnrriru lo- 25
T o u d r con fecha,
?echa Adl la ia i 08-93-84
Muratn JHJb Compaiiíai ~ma*m
tamperrrtura I ge P J L Z ~ Irelidni 60 ~ i i
1. Ay.
2. Nitr6geno ). Mr tano
4. CO*
5. Etano
6. Propana
7. 180-Butano
8 . N-Butano
9. I 80-Pentano
10. N-Pantano
$1. 180-Uexsno
12. N-Xexano
1). Heptanoa
C O ~ D O S ~ C ~ ~ ~ \
(Porcentaje Moiar)
CARACTERSSTICAS DEL G A S NATURAL
Gravedad E s ~ a c l f ica
PIIQ Molecul8r 21.51 ' 007w LBl)(OL
Pnribn Seudocrftica S@ PSI A
Tamp, SeudocrStica me29 GRADOS R-NE
Cont. LSquido (GR) 3.9169 ~hL/1000 PC
Ymior Caiorl f lco (BRUTO) iolli.15 BTU/PC
Valor Calorff Lco (NETO) 951 49 m/Pc
Wtd& da H$ fS PaP.H* 6.0
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de la muestra de gas natural No.:LABINCA-25
Fecha: 08-09-84
Muestra: GAS NATURAL
Temperatura: 98 " F
Tomada con fecha: 06-09-84
6
Estado: ANZOATEGUI
Empresa: MENEVEN
Presión: 60 lpc
Profundidad: SUPERFICIE
Componentes Porcentaje Molar . Contenido Líquido
Características del gas natural
Gravedad Específica
Peso Molecular
Presión Pseudocrítica
Temperatura Pseudocrítica
Pre. Pseudocrítica Corregida
Temp. Pseudocrítica Corregida
Factor de Corrección por Acidez
Contenido Líquido (GPM) (Cl+)
Contenido Líquido (GPM) (C2+)
Contenido Líquido (GPM) (C3+)
Valor Calorífico Bruto
Valor Calorífico Neto
Contenido de H2S
Contenido de H 2 0
lbs/lbmol
lpca
"R
lpca
"R
"R
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
ga1/1000 pie3
BTU/pie3
BTU/pie3
PPm,v
lbs/MM pcn
Las constantes para los cálculos fueron tomadas del G.P.S.A. 87:
P = 14.696, T = 60 "F y Vol. molar = 379.4836 pie3/lbmol.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Análisis de una muestra de gas.
Encabezamiento
NO.: CORP-04-00 1 EMPRESA: CORPOVEN
Tipo: Gas Natural ESTADO: Anzoátegui
Sitio: Criogénico de Jose ¿ Requiere H2S ? Sí No
Fecha: 10107189 ¿ Requiere H20 ? Sí No
CONDICIONES EN LAS CUALES FUE TOMADA LA MUESTRA:
Sitio: Separador de entrada, No. S-324
Fecha: 10/07189
Hora: 10,30 a.m.
Presión: 835 lpcm
Temperatura: 85°F
H2S: 40 ppm,v. Por el método Dragger
CONDICIONES EN LAS CUALES FUE REALIZADO EL ANÁLISIS:
Laboratorio: Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros.
Fecha: 15107189
Hora: 8,30 a.m.
Equipo: HP-7620-A
Detector: Conductividad térmica (CT o TC) .
Ionización a la llama (I.Ll o FI)
Ambos (CT y I.Ll)
Cálculos: Manuales Computarizados
Componente más pesado que se detectó: Decano, Clo
Temperatura del laboratorio: 76 "F
Contenido de H2S, por cromatografia: 40 PPm,v
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Contenido de agu-a
en el gas natural.
El contenido de agua en el gas es una de las características que debe conocer el
ingeniero con la mayor seguridad. De ello depende la garantía de que los procesos se
realicen sin mayores problemas. Los depósitos de agua en la tubería, la formación de
hidratos, la corrosión del tubo y demás instalaciones se minimizan cuando se
deshidrata el gas hasta los niveles necesarios para evitar los problemas.
Las figuras que aquí se entregan contribuyen a impedir que aparezcan tales
inconvenientes.
La cantidad de agua en los hidrocarburos se determina utilizando la figura del
Dr. J. Mc Ketta o la del Dr. J. Campbell. La primera de las cuales agrega la predicción
del punto probable de formación de hidratos. Se incluye, además, la tabla de R.
Bukacek, con la cual se hacen los mismos cálculos para gases dulces y en forma
nuinérica. Las tres alternativas correlacionan bien.
En ocasiones, el contenido de gases ácidos introduce errores que
porcentualmente pudieran ser apreciables. Esa desviación puede ser significativa
cuando se trabaja en el diseño de plantas de deshidratación o endulzamiento. Por eso
se agregan al libro las figuras para medir el contenido de agua en el dióxido de
carbono y en el sulfuro de hidrógeno. En ambos casos se han extrapolado, para
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
permitirle al ingeniero trabajar por debajo los límites de las figuras originales.
También ayudan a obtener una lectura mejor.
La posibilidad de conocer, con seguridad, la formación de hidratos en
determinadas condiciones de presión y temperatura se logra utilizando las gráficas que
aparecen en este capítulo, que son las más comunes y recomendables y han sido
tomadas del GPSA.
Con la primera figura se predice la temperatura, por debajo de la cual podrían
formarse hidratos, tomando en cienta la gravedad específica del gas natural (pág. No.
104). Adicionalmente, el lector encontrará una ecuación para prever, con base en la
presión, la temperatura más probable de formación de sólidos (pág. No. 105). Esto
ayuda a organizar los programas que se preparen al efecto.
Se introduce, además, una secuencia de gráficos (págs. Nos. 106 a 1 lo), con los
cuales se determina la expansión permisible, sin que aparezcan obstrucciones en las
tuberías. El estudioso podrá comprobar y entender mejor el uso de estas figuras
empleando, de manera combinada, otra que se incluye en la pág. No. 111, lo cual
equivale a formarse una idea del descenso de temperatura producido por efecto de la
expansión y la posibilidad de que en esa nueva condición se formen hidratos.
Por último, se agregan los diagrama del aparato más comúnmente utilizado
para predecir el punto de rocío (con respecto al agua y a los hidrocarburos) en
corrientes de gas natural: el equipo del Bureau of Mines.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Temperatura (OF)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
-40 O 40 80 120 160 200 240
Punto de rocío al agua ("F)
Contenido de agua en el gas naturzl dulce
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Correlación de R. Bukacek para calcular el
contenido de agua (W) en el gas
TEMPERATURA
("F)
- 40
-38
-38
-34
-32
-M
-28
-28
-24
-22
- 20
-1 8
-1 8
-14
-12
-10 - 8
- 8 - 4
- 2
O
2
4
8
8
10
12
14
18
18
20
2 2
24
28
28
30
32
34
36
38
40
42
44
48
4 8
50
52
54
58
58
60
82
84
88
88
1
A
131
147
165
184
208
2 1
258
285
31 1
352
390
434
4 13
530
588
848
7 14
188
688
950
1 050
I 150
1 280
I 380
I 510
I 850
1 810
1 010
2 150
2 350
2 580
2 180
3 030
3 280
3 510
3 880
4 210
4 580
4 940
5 3SO
S 180
8 240
8 140
1 280
7 850
8 480
8 110
9 800
LO 500
II 300
12 200
13 100
14 000
15 O00
18 100
TtMnnliTuM
180
182
184
188
118
180
182
184
188
188
200
202
204
208
208
210
212
2 14
21 6
21 8
220
222
224
228
228
230
232
234
238
238
240
242
244
248
248
250
252
284
288
288
280
280
300
320
340
380
380
400
420
440
488
1
8
0.22
0.24
0. 28
0.28
O. 30
0.33
0.38
0.39
0 .42
O. 45
0.48
0.52
0.58
0.80
0.64
0.89
O. 14
0.18
0.85
0.81
0.97
I .O4
1.11
1 .19
1. 21
I .35
I .44
1.54
I .84
I .14
1.85
1.87
2.80
2.22
2.58
2.50
2.85
2.81
2 88
3.18
3.34
3.54
3.14
3.98
4118
4.42
4.88
4.82
5.18
5 .48
5.11
8.08
8.41
a.14
1.10
A
1 7 0 0 0
372000
390 009
401 004
425 000
443 000
483 000
483 009
504 000
525000
547 000
510000
594010
818 000
844000
871000
684000
128000
154000
185000
818 000
848000
84i 000
915 000
950000
887 O00
I OZb 000
1 080000
1100000
1 140 O00
1100 000
1230000
1 210 000
1320 O00
1 310 900
1420 000
1410 000
I520000
1510 000
1 630 000
1880 (00
2 340 000
3 180 000
4 280 OW
5 610 000
t 2 7 0 0 W
S300000
I I no wo
14 100 009
18100000
22200 000
B
74.8
11.2
19.9
82.1
85.8
88.4
81.4
84.8
87.7
101
104
108
111
118
119
122
128
130
134
139
143
148
152
151
182
188
171
177
182
187
192
108
204
210218
222
229
238
242
248
255
333
430
548
892
880
lo90
1380
lT00
2130
2550
TEHP~RATVIIA
(Op?
70
I2 1 4
18
78
80
82
84
88
88
90
82
94
98
08
100
10 2
104
108
10 8
110
112
114
118
118
IZO
122
124
128
128
130
132
134
138
138
110
142
144
4
4
150
182
154
8
158
180
182
184
188
188
110
112
174
118
178
A
11 204
18500
1 8 1 W
21 190
22 500
24 100
25100
27 400
29200
31 100
33 200
35300
31500
38 800
42 (00
48 100
4 7 8 0 0
50 800
83800
5 1 100
80500
84 108
81 800
11800
18000
80 400
84 800
88 100
84 100
100 000
108 O00
1 1 1 000
117 008
124000
130 000
131000
144 O00
152 000
180 000
188 000
117 000
188 000
185 O00
205 O00
218000
225 000
238 800
248 000
258 000
272 000
285 000
288000
312 000
328 O00
341 000
8
7.11
1 . 8 5
8.25
8.81
0.11
O. 57
10.0
10.5
I I . 1
11.8
12.2
12.1
13.3
14.0
14.8
15.3
18.0
18.1
11.5
18.3
19.1
20.0
20.8
21.8
22.1
23.1
24.1
25.8
28.8
28.0
29.1
30.3
31 .8
32.8
34.2
35.8
31.0
38.6
40.0
41.8
43.2
44.8
48.8
48.4
50.2
52.1
54.1
S . 1
68.2
80.3
82.5
84.8
87.1
88.5
12.0
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Contenido de agua del CO, saturado
en mezclas de gas natural
500 1,000
PRESIÓN (Ipca)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Contenido de agua del H,S saturado
en mezclas de gas natural
500 1,000
P R E S ~ ~ N (Ipca)
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Curvas de presión-temperatura para
predecir la formación de hidratos
Temperatura a la cual se
forman hidratos
Temperatura (OF)
1 O0
500 1 O00 2000 3000
Presión (Ipca)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansión permisible sin formación de
hidratos para un gas natural de y = 0,6
100 150 200 300 400 6008QO1000 1500200030004000
Presión final (lpca)
Precaución: ver figura de predicción de hidratos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansión permisible sin formación de
hidratos para un gas natural de y = 0,7
Presión final (lpca)
Precaución: ver figura de predicción de hidratos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansión permisible sin formación de
hidratos para un gas natural de y = 0,8
100 150 200 300 400 600 8001000 15002000 30004000
Presión final (lpca)
Precaución: ver figura de predicción de hidratos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansión permisible sin formación de
hidratos para un gas natural de y = 0,9
60 80 100 150 200 300 400 600 800 1000 1500 2000 3000
Presión final (Ipca)
Precaución: ver figura de predicción de hidratos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansión permisible sin formación de
hidratos para un gas natural de y = 1 ,O
Presión final (lpca)
Precaución: ver figura de predicción de hidratos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Descenso de temperatura del gas natural
por efecto de la expansión
INICIAL 2.800 lpcm
l
IZONTAL HASTA INTER-
ECTAR LA CURVA DE P = 2.000 lpcm
BUJAR UNA L/NEA VERTICAL HASTA LEER
L DESCENSO DE TEMPERATURA = 78 'F SOBRE
O 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
Descenso de temperatura ("F)
Espejo
Manómetro
Enfriador
Equipo para la determinación del punto de rocío tipo Bureau of Mines
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Válvula de
inyección
Entrada
de - C
Vista frontal de la cámara
Salida de
refrigerante
7
Entrada de Superficie muestra7 \Pulida /
Salida
muestra % Entrada de
t 7 refrigerante
Vista lateral de la cámara
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Compresibilidad del
gas natural.
El factor de compresibilidad en el gas natural es la clave para conocer el
comportamiento real de los hidrocarburos en estado gaseoso, por lo tanto, todos los
cálculos están afectados por este parámetro. Se incluye, en esta recopilación de tablas
y figuras, la predicción preparada por el Dr. D. Katz y que, a nuestros efectos, fue
tomada del Engineering Data Book, de la GPSA, en el cual los valores de Z se
obtienen a partir de las presiones y temperaturas seudorreducidas. Las ampliaciones
de estos gráficos se exhiben en las págs. Nos. 119 y 120.
La figura que se encuentra en la pág. No. 117 es un esquema del uso de la
ecuación general de los gases. Para calcular los valores seudocríticos de la presión y la
temperatura se proporciona la figura de la pág. No. 12.1, también del Dr. Katz, con la
advertencia de que sirve únicamente para hidrocarburos parafinicos en estado puro.
En el caso de Venezuela, donde el gas procede básicamente de asociaciones con el
petróleo, la pureza es escasa. Si se conoce la composición del gas, es factible estimar
las propiedades directamente. Si no se dispone de la composición, esta tabla
representa un riesgo grande. En las páginas siguientes se leen los valores seudocríticos
para compuestos pesados (~~3. El valor de Z se puede obtener de las figuras
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
presentadas en las págs. Nos. 124 a 129, las cuales fueron construidas para valores
fijos de gravedad o peso molecular y condiciones seudocríticas.
Al final del capítulo se presentan varios ejercicios que facilitan la comprensión
de algunas de las figuras del texto.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factor de compresibilidad del gas natural
Presión seudorreducida, sPr
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Presión reducida Pr
Gráfico generalizado del factor de compresibilidad a bajas
presiones reducidas
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
0.02 0.03 0.04 0.05
Presión reducida Pr
Factor de compresibilidad del gas a presiones atmosféricas
120
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos
Limitaciones:
0.6 0.7 0.8 0.9 1 .O 1 .l
Gravedad especifica del gas (aire = 1 ,O)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos
140 160 180 200
Peso molecular
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos
líquidos
Peso molecular
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factor de compresibilidad para gases de bajo peso molecular
O 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Presión, (lpca)
000s OOSP OOOP OOSE 0006 OOSZ 0001 00s C O00 C 00s O
1~1n3a1otu osad oreq ap sase8 e ~ e d pepr1rqrsa~du103 . . . ap JoTDed
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ejercicios de aplicación
1. Determine los ppm,v de agua en un gas, a 1000 lpca y 90°F, que
contiene 7 lbs por MM pcn de agua.
- 7
Moles de agua - 18,015 = 0,38856
- i o6
Moles de gas n g - 379,63 = 2634,14
Volumen del agua en estado de vapor en condiciones norrnales:
en condiciones normales en un millón de pies cúbicos de gas.
11. Calcule el contenido de agua de una muestra de .gas natural que
contiene 2% H2S y 10% de C02 P = 1000 lpca y T = 100 OF.
Contenido de agua en el gas ácido:
1. En el gas dulce 60,4 lbs / MM pcn.
2. EnelCO2 68 lbs / MM pcn.
3. EnelH2S 150 lbs / MM pcn.
Wc = (0,88) (60,4) + (O, 10) (68) + (0,02)(150)
Wc = 62,952 1bsIMM pcn
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Utilizando la siguiente ecuación calcule la temperatura probable a la
cual se formarían hidratos en un gas a 1000 lpca.
111. Calcular la velocidad del gas en una tubería de 12" estándar que
conduce 100 MM pcdn a 90°F, y = 0,6 y P = 1000 lpca.
Diámetro interno de la tubería; pies DI = 12,O"
Área de la sección transversal A = 0,7854
Caudal: Q = 100 MM pcn.
Factor de compresibilidadZ = 0,87
(14,7) (1 0~)(0,87)(550)
el = = 1.352.682,7 MM pcnd (1,O) (520) (1 000)
Q, = 15,66 pie3 / seg
Q v = - - 15,66 = 19,93 pies/ seg
A 0,7854
IV. Calcule la velocidad de erosión del gas en una boquilla.
1 O0 100 pies v e = - -
seg
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
V. Verifique la temperatura a la cual se podrían formar hidratos en un
gas a P = 1000 lpca, y = 0,6.
Fig. 20-3 (Pág. 20-4) GPSA 87 = 62 OF
Curva de Hamrnerschmidt = 64 "F
Fig. 20-13 del G.P.S.A. 87: entre 48 "F y 67 "F
Usando la ecuación de la página anterior, T = 62,5 1 "F
VI. Suponga que el gas, de y = 0,6 y T = 90 "F, se expande de 1000 lpca
a 400 lpca. ¿Se formarían hidratos? Temperatura = 90 "F.
R. a T = 90 "F no se forman hidratos.
De la figura: descenso de temperatura por efecto de expansión:
A P = 30 para 1000 1 400
Ti-AT=Tf
90°F - 30°F = 60°F
Del GPSA 87, Fig. 20-3 a 400 lpca, T = 48 "F.
i No se forman hidratos !
¿A qué temperatura inicial se formarían hidratos?
T = 48+30= 78 "F
Verificar en la Fig. 20-14, del G.P.S.A. 87. T = 78 "F.
VII. Utilizando el diagrama binario TEG-Agua (pág. 14. Ref. U.C.),
verifique la composición del vapor en el tope de la torre de
regeneración, a P = 14,7 lpca y T = 2 18 "F.
R: TEG = 0,3 % plp; H20 = 99,7 % plp.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Comportamiento de sistemas
de hidrocarburos.
Por lo general, cuando uno se refiere al gas natural habla de una mezcla de
hidrocarburos que, en principio, se supone en estado gaseoso. Sin embargo, la
posibilidad de que el llamado gas natural esté realmente en estado gaseoso depende de
su composición y de la presión y temperatura a las cuales está sometido. Dicho en
otras palabras, cualquier gas se puede licuar o ser mantenido en forma gaseosa
mediante la correcta utilización de la presión y la temperatura.
La primera figura (pág. No. 137) esquematiza la manera de predecir en qué
estado se encuentra un fluido (gas, líquido o bifásico), cuyas condiciones de presión y
temperatura son conocidas. Se parte de la composición (valores de Zi) y de las
constantes de equilibrio (Ki).
A los fines de este compendio, se incluyen dos.juegos de figuras: las constantes
de equilibrio obtenidas del GPSA, para valores de presión de convergencia de 2000 y
3000 lpca, y las gráficas publicadas en el libro de Dr. J Campbell.
Cuando las sumatorias de (Zi) / (Ki) y (Zi) * (Ki) son ambas mayores que la
unidad, el sistema está en dos fases, en esa presión y temperatura. Seguidamente se
hallan las hojas para hacer los cálculos respectivos y un ejemplo de aplicación. (Págs.
Nos. 138 y 139).
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Las ecuaciones para describir el comportamiento de fases son objeto de estudio
en muchas publicaciones. A pesar de ello, aquí se de-ja una copia de la derivación más
común. El lector podrá hacerle el seguimiento, con el fin de apoyarse en estas
nociones y entender el desarrollo de los e-jercicios que siguen (págs. Nos. 140 a 142).
La separación instantánea de un hidrocarburo se presenta en la pág. No. 143,
con el ejemplo clásico que utiliza un gas seco, a 600 lpca y -20 "F (GPSA, 1987, pág.
25-4).
Nótese que, en este ejercicio, se selecciona un valor de Pk, de 2000 lpca,
porque se supone que la fracción de heptano y compuestos más pesados está formada
por C7 y C8 en partes iguales, lo cual no es cierto en la mayoría de los casos. Tómese
su uso únicamente como un ejercicio de clase. La cantidad de líquido que se deposita
en esta unidad es del 2,7%.
Los valores de la presión de convergencia, a partir de los residuos pesados, se
leen directamente de las figuras de las págs. Nos. 160 y 161. No obstante, la misina
GPSA emplea un método que se ha hecho de rutina entre los procesadores del gas.
Este procedimiento se apoya en el diagrama de Hadden (págs. Nos. 156 y 157) y
agrupa todos los hidrocarburos diferentes del metano como una sola masa pesada, a la
cual se le determinan la presión y la temperatura seudocríticas.
Estas cifras se representan gráficamente en el diagrama de Hadden y, a partir de
este punto, se traza una curva interpolada entre los valores más cercanos de los lugares
geométricos de los puntos críticos de sistemas binarios, la cual se empalma con las
condiciones críticas del metano. El valor de Pk se logra al intersectar la curva dibujada
con una línea vertical, que se apoya en la temperatura del fluido en el recipiente y
cuyo comportamiento bifásico se desea conocer. (Pág. No. 159).
Los resultados obtenidos con esta técnica se aproximan mucho al valor de la
presión de convergencia que se lee, fácilmente, usando los gráficos de Standing y10
Rzasa, modificados por Martínez y Lorenzo (págs. Nos. 1 60 y 1 6 1).
Entre las págs. Nos. 146 y 1 5 1 el lector encontrará una serie de diagrama que
permiten conocer, por simple inspección, el comportamiento de los hidrocarburos.
Observe, por ejemplo, cónio varía la ubicación del punto crítico según se trate de un
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
gas seco o de un petróleo. En el primer caso aparece del lado izquierdo del diagrama y
en el segundo, completamente a la derecha.
Para gases o mezclas de hidrocarburos muy livianas no aplica la regla de las
palancas. El dibujo de la pág. No. 147 demuestra esa conducta. Este diagrama de fases
corresponde al ejemplo de la GPSA (pág. No. 143). En el centro del dibujo se ve el
punto correspondiente a las condiciones de trabajo del separador (600 lpca y -20°F),
lo que equivale al 2,7% de líquido en el sistema. Cualquier observador poco entrenado
esperaría una condensación equivalente al 50% molar.
El diagrama de fases de la pág. No. 148 compara las condiciones extremas del
gas que pudiera llegar a la planta tipo. En esta situación aparece el comportamiento de
la mezcla más rica (identificada como Furrial) y la más pobre (Carito oeste). Eso le
advierte al ingeniero sobre los valores de presiones y temperaturas con los cuales debe
operar sin producir condensación dentro del absorbedor. Como podrá apreciar, la torre
de absorción trabaja a 1200 lpca y 120°F.
A partir de la pág. No. 152 se inicia la explicación del significado del término
presión de convergencia. Note el lugar geométrico de los puntos críticos de un
compuesto binario formado por etano y heptano, el cual se dibujó a partir de las
mezclas presentadas en la pág. No. 153. La presión de convergencia se logra
intersectando una línea vertical sobre la temperatura del fluido con el lugar geométrico
de los puntos críticos del bicomponente.
En las figuras subsiguientes se verán otras combinaciones binarias, hasta llegar
al diagrama de Hadden, en el cual se ilustran los lugares geométricos de los puntos
críticos de varias combinaciones de metano con otro compuesto más pesado. Por esta
razón, para encontrar el valor de Pk de una mezcla de hidrocarburos, se asemeja la
composición a un bicomponente, haciendo aparecer todos los elementos diferentes del
metano como un residuo pesado.
En la pág. No. 158 se ofrecen los diagrarnas de fases del fluido que entra al
primer separador del ejemplo de la pág. No. 169. El comportamiento del producto que
llega, identificado con la curva (B), el gas (A) y el líquido (C), se superpone en el
mismo gráfico y, luego (pág. No. 159), se dibuja el lugar geométrico que se consigue
con el diagrama de Hadden, con el cual se dispone de la presión de convergencia, de
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
esta composición en particular, para cualquier valor de presión y temperatura. En la
pág. No. 162 se define el criterio de Pk y se agregan dos figuras que permitirían
construir la curva teórica de constantes de equilibrio para cualquier hidrocarburo en
estado puro, gracias a que, mediante su uso, se obtiene el punto de inflexión de la
curva.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Procediminto práctico para investigarel estado de una muestra de gas natural
a determinada presión y temperatura
Punto crít ico
\
E z i / K i = 1
Vapor
Z Z i / K i < 1
Zi Ki > 1
Dos fases
Ezi / Ki > 1
Temperatura -
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Determinación del estado de una mezcla de hidrocarburos
Presión: lpca
Temperatura: "F
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Determinación del estado de una mezcla de hidrocarburos
Presión: 1214,7 lpca
Temperatura: 90 "F
Ecuación para el cálculo de la separación
instantánea de los hidrocarburos
Ez i = moles del componente "i" en la carga.
L.x i = moles del componente "i" en el líquido.
V.y i = moles del componente "i" en el gas.
Y¡
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
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o
C
Cálculo de la presión de convergencia
(según el GPSA-87)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama de fases
(Soave-Redlich-Kwong)
-300 -250 -200 -150 -100 -50 O 50 100
Temperatura ('F)
Composición presentada en el GPSA (87)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
o o o o o o o o ó
o O C D q
2
Presión de agotamiento a temperatura
Temperatura ,->
Diagrama de P-T para un petróleo relativamente
volátil o de alta merrna
Diagrama de presión-temperatura para un
petróleo relativamente pesado (baja merma)
Presión de agotamiento a temperatura
del yacimiento
Temperatura ->
m
1 r I t 1 4
Zona 111 Zona II Zona 1
O 50 100 150 200 250 300 350
Temperatura (OF)
Diagrama Presión-Temperatura para un sistema
de hidrocarburos multicomponentes
Diagrama presión-temperatura para
un sistema etano - heptano normal
Presión (Ipca)
1400 I I 1 1
- Puntos crí t icos -
\
/
/ \
/
/
/'
/ ' c7
Temperatura ( O F)
Diagrama presión-temperatura para
un sistema etano-heptano normal
Presión (Ipca)
1400
Temperatura ( " F)
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OOOP
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
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el
O
U
w
a
a
:S
rni
w
Pi
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama de fases para
el vapor, mezcla y líquido
(Peng Robinson)
Presión (Ipcm)
* Punto crítico
A = Vapor
B = Mezcla
C = Líquido
-200 -100 O 100 200 300 400 500
Temperatura ("F)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Valor aproximado de la
presión 'de convergencia
Método de Standing
Presión de convergencia (Ipca)
12000
1 1000
1 O000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1 O00
o
1 O0 1 20 1 40 1 60 1 80
Peso molecular del C:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
K mínimo
K mínimo
Correlación del valor mínimo de la constante de equilibrio Km,
con la presión de convergencia Pk y la presión de vapor del
componente Po.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Correlación de la presión a la cual ocurre el valor mínimo de la
constante de equilibrio PmK, con la presión de convergencia
Pk y la presión de vapor del componente Po.
Presiíin para uii K mínimo
Presión de convergencia aparente
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Separadores.
El disefío de separadores comienza con un análisis, en tres etapas, del
comportamiento de una mezcla de hidrocarburos. Se parte de un petróleo que llega del
yacimiento con un 44,04% de metano y el cual se trabaja a 500 lpcm y 90°F. De esa
separación se logra un gas con 91,5853% de metano y un petróleo con 16,2850% de
metano. El producto del fondo en la unidad a 500 lpcm se pasa, a su vez, a otro
separador, en el cual se genera un líquido remanente con sólo el 2,1855% de metano y
un gas con 12,3251% de etano. En el tanque (la última etapa de equilibrio), el
producto estabilizado contiene 80,9745% de heptano y el gas, 47,8170% de metano.
(Pág. No. 167).
El lector podrá verificar estos resultados haciendo los cálculos correspondientes
en cada etapa. Igualmente, se hará todo lo relacionado con el balance de materiales en
cada separador.
En la pág. No. 171 aparecen los diversos valores de Ki que podrian obtenerse
con diferentes presiones de convergencia y/o mediante el uso de simuladores, como el
de Peng Robinson ylo Soave, Redlich y Kwong.
En las págs. Nos. 172 a 174 se encuentran los diagrarnas de fases de los fluidos
en el primer recipiente. En ellos se compara la ubicación del punto crítico del sistema
1 Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
con los puntos seudocríticos que se lograron con las reglas de Kay. Más adelante, se
superponen los resultados alcanzados con SRK y PR. El interesado podrá hacer las
deducciones respectivas.
En la pág. No. 178 se analizan los valores que se obtendrían usando el heptano
como compuesto más pesado y, por comparación, el c;. En la curva intermedia, el
C: se hace con el heptano y octano, al 50% molar c/u, y en la última curva,
empleando del C7 al Cio. Obsérvese la importancia de incluir los compuestos pesados
de manera apropiada. Cuando se usan, para el diseíío de las plantas, muestras que no
han sido bien caracterizadas, los errores que se derivan impiden que el conjunto
trabaje en condiciones óptimas.Algunas veces podría ser imposible utilizar la
instalación cuando ésta se arranca, debido a que la composición del gas usada en el
I
disefio no fue bien seleccionada.
1 Las curvas siguientes (Págs. Nos. 179 a 181) indican el comportamiento del
GPM en el gas del primer separador con respecto a la cantidad de producto
estabilizado que se obtendría en el tanque (refiérase al ejemplo de la pág. No. 167).
I Nótese cuánto se beneficiaría una planta de recuperación de condensables del gas
l
natural, si se optimizaran previamente las presiones de campo a las cuales se operan
los separadores. i
I En las páginas siguientes (Nos. 182 a 191) se estudia el comportamiento de los
! hidrocarburos en el segundo separador y en el tanque, tanto si se utilizan 65 lpcm en la
segunda etapa, como al optimar la presión de esta unidad a 92 lpcm.
El lector encontrará, al final, otros dos ejemplos, también en tres etapas, los
cuales le permitirán profiindizar y consolidar la materia.
Ejemplo de cálcul ería de . ~ separadores
Componentes Separador 1 Separador I I Tanque
Yi Y¡ Yi
8; 91,5853 74,4251 47,8170 4,9636 12,3251 20,7909
c3 2,1871 8,3363 18,9846
0,5981 2,5697 6,4609
O, 1 377 0,5663 1,4523
w 0,0865 0,3207 0,8185
0,441 8 1,4568 3,6758
t T
Preaibn
variable
, 65 Ipcm
T=90"F 4, 14.7 l p ~ m
1
90°F
90°F
\
-
I
U
Componentes Yacimiento Separador I
Xi Xi
c 1 44,w 1 6,2850
C; 4,32 3,9443 4,05 5,1375
nC4 2,84 4,1487
nC5 1,74 2,6753
nC6 2,90 4,5424
nC7 40,11 63,2667
Separador I I Tanque
Xi Xi
2,1855 0,5223
1,9119 1,2238
4,361 8 3,8288
4,531 6 4,461 3
3,1868 3,2500
5,5662 5,7393
78,2561 80,9745
Balance de materiales en una batería de separadores
Variables Separador 1 Separador ll Tanque
W (Ibsldía) 1 7593,9883 7456,2500 1482,7395
H (MM BTUIdía) O, 7822 0,7750 0,2206
lpcm
u Variables Yacimiento Separador I Separador II Tanque
n (lb m01 ldia) 2.635,1157 1.663,8350 1.339,0930 1.292,0017
W (Ibsldía) 146.902,9370 129.308,9370 121.852,6870 120.369,8750
P (I~cm) 1.200,0000 ~ , o o O O 65,0000 14,7000
H (MM BTUIdía) 3,1194 3,2574 3,2732 3,2507
M (Ib~/lb-mal) 55,7482 77,7174 90,9964 93,1654
L 0,8574 0,631 4 0,8048 0,9648
35,531 3 39,7571 41,6857 41,9830
V (BLS/día) 736,3796 579,2898 520,631 1 51 0,6536
F
%
2.
8.
P
%
m 8
2
5'
L. w g '
'4
w
'P.
5-
P:
o"
m
Separador No. 1
Composición Zi Composición
Yi
1 44,04 1
91,5853
2 4,32 C 2 4,9636
c 3 4,05 C 3 2,1871
nC 4 2,84 nC 4
0,5981
"C5 1,74 nC 5
O, 1 377
Gas "' 6 2,90 r nC 6 O, 0865
40,l l nC 7 0,441 8 "C 7
Composición Xi
1 16,2850
2 3,9443
C 3 5,1375
nC 4 4,1487
nC 5 2,6753
nC 6 4,5424
nC7 . 63,2667
Variables Variables
F
-. 3
%
9 P,
e
09
u%
2
3'
1. w E'
CC
P, 'z
5.
i?
8'
S cn
M (Ibs/lb.mol) 55,7482 M (Ibsllb. mol)
18,1142
P i (1 bslpie ) 35,531 3 Pg (1 bslpie 3, 1,7113
Q 1 (blsldía) 736,3796 G (adim.) 0,6255
L (adim.) 0,8574 Gas Z (adim.) 0,9230
r* V(adim.) 0,3686
T ( "F) 90,0000
\
..
6
Q = 10 pcdn
O
Variables
ni (lb.mol/día) 1.663,8350
w (Ibsldía) Separador No. 1
-
I 29.308,9370
P (I~cm) 500,0000
I M (Ibs/lb.mol) 77,7174
* Pi ( ~ b s / ~ i e ~ ) 39,7571
- - Q (blsldía) 579,2898
3
0,631 4 L (adim.) P
i:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Comparación de los valores de "Kit'
Separación de un gas a P = 500 lpca y T = 90°F
Separación en el tanque a P = 14,7 (variable), y T = 90 OF
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama de fases
líquido en el separador No. 1
7 Curva de rocio
Curva de burbujeo
* Punto crítico
+ Punto seudocrí tico
-200 -100 O 100 200 300 400 500
Temperatura ( QF)
(j .) e~n~e~aduial
009 OOP 00s 002 001 o 001- ooz-
O
00s
O00 1
00s 1
oooz
Diagrama de fases
vapor en el separador No. 1
(Soave-Redlich-Kwong y Peng Robinson) -
Presión (Ipcm)
1600
Peng Robinson
-100 -50
Temperatura (" F)
Diagrama de fases
líquido del separador No. 1
(Soave-Redlich-Kwong y Peng Robinson)
Presión (Ipcm)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
c7
GPM (ga1/1000 p3)
VAPOR (fracción)
Comportamiento del GPM y "V" vs. Presión.
en el separador No. 1
xi (%)
13,1911
3,6268
5,0912
4,2659
2,7872
4,7526
66,2852
(Sepa. 1) 565,9902
(Tanque) 511,5198
F
%
5
w i
9
m
a
CD
09 "e:
'Ef
E'
O,.
't3.
v
'P.
o"
S
5-
S
$
-.
C . , , -a
GPM-vapor vs. presión
Separador No. 1
c..(
3
%
3.
$
p;'
e
Oc "e:
"Et a'
O,. a E'
V
w z
5- w
9.
O
3
S!
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
O .- - c u v J d - V ) ( D b
g 0 0 0 0 0 0 0 C C C C
0 0 0 0 0 0 0
C C C C
Variables
P (I~cm) 500,0000
M (Ibs/lb.mol) 77,7174
p l (1 bslPie3 ) 39,7571
Q , (blsldía) 579,2898
L (adim.) 0,631 4 Gas
Separador No. 2
Variables
ni (moles/día)
w (lbsldía)
P (Ipcm)
M (Ibs/lb.mol)
pg (lbslpie3 )
G (adim.)
Z (adim.)
V (adim.)
T ("F)
Variables
Liquido Q , (blsldía)
L (adim.)
Diagrama de fases
líquido y vapor del separador No. 2
(Soave Redlich Kwong y Peng Robinson)
Presión (Ipcm)
100 200
Temperatura PF)
Composición
Tanque
Gas
r-
Líquido d
Composición
Composición
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
3 n
\- e
3 $ 3 e 79 .- O
u, i l o - e ^ ^ ^ í3 ES,
a o a E e . E E E 3 E E - e - e ~ Q) %- T E
9 a u - E o o u , g Z o E V) .-
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5 .- 3 .- ¿* C - w
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* -- .-y-, +~- - . A- - - i r - - O k d ~ --..- *-e1- & + -.?--+ - ,<&L6 -- 4 - - - -* - . --
Composición
Cl
C 2
c 3
nC 4
nC 5
nC 6
nC 7
Separador No. 2 (Optimado)
Gas
Composición
Composición
Liquido nC 6
nC 7
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
8 0 O O W
W O
I n * m 8 8 Q a o m , , - - 0- CO- * o>_ --
á a 8 ~ 0 0 0 0
8 a
W
n a S SI
\- E - \- TZ ,T s . g ? - 2 \S g - - 8 0 2 - g .- p o c o E ~ > € e e E E .- -2 u ~ e & g e ~ ~ m ~ .- a ;a g - E # X o S S :
u Y
g g o3 .- =
F g a H e c 9 ~ ~ > r ~ - ~ I q o _ i ,-
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Composición Zi
Tanque (Optimado)
Composición Yi
C l 46,9900
c 2 21,1200
C 3 1 9,3700
nC 4 6,5500
Gas nC 5 1,4600
Composición Xi
- 1 0,5200
c 2 1,2400
C 3 3,8900
Liquido
b nC 4 4,4900
nC 5 3,2500
3
% e.
0;'
!%
00 "e:
Y. z
.o'
O*
V1
w
P,
2
5-
$3
O'
5
C1
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Balance molar y de materiales en una batería
de separadores.
V (fracción)
Qg pcn '
Moles (Ibmol/día)
Ya
500 lpca
120 "F 65 lpca
14,7 lpca A
\ Líq;ido del \ L i d o del \~íquido~petróleo)
Se arador No. 1 Se arador No. 2 de Tan ue
L (fracción) F = 1,0000 0,5655 0,8601 0,951 1
Moles (Ibmolldía) 2634,3500 1489,7300 1281,3200 121 8,6600
Mi (Ibs/lbmol) 130,6720 216,1190 246,4920 256,2060 " (c;5;;.:5) 344236,0400 321 958,9600 31 5835,1300 31 2228,0000 53,9100 54,261 0 54,3370
VI (bisldía) 1063,6100 1036,6300 1 023,3500
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Normativa de Petróleos de Venezuela,
S.A. (PDVSA) para el diseño de
separadores.
El diseño de un separador involucra la aplicación de las fórmulas inherentes al
comportamiento de los fluidos y el posterior dimensionamiento de la unidad. Se
presentan dos alternativas: una sugerida por la GPSA y la otra, por PDVSA. Al
comparar los espacios que deben preverse para cada parte del recipiente, resultará la
longitud final recomendada, así como la relación de esbeltez (LD). Las págs. Nos.
203 a 205 sugieren una metodología para dimensionar depuradores verticales.
En la página No. 206 se presenta la fónnula utilizada para el cálculo del
espesor de pared de una tubería. Una variante de estaecuación (pág. No. 207) se
utiliza para calcular el espesor del material de un recipiente.
Seguidamente se verán las recomendaciones básicas para realizar los cálculos.
Las primeras indicaciones se refieren al diseño de unidades verticales, luego (pág. No.
218) se presentan las ecuaciones para calcular recipientes para gas y petróleo. Los
cómputos más complejos comprenden el disefio de separadores para gas, petróleo y
agua, lo cual se cubre a partir de la pág. No. 222.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Parámetros necesarios para
diseñar un separador
1. Composición del fluido que se va a separar.
2. Caudal del gas en condiciones normales.
3. Presión de operación (lpca).
4. Temperatura de operacióri.
5. Factor de compresibilidad del gas en las condiciones de
operación.
6. Densidad del gas en las condiciones de operación.
7. Velocidad crítica del gas dentro de la unidad.
8. Cantidad de liquido y de gas dentro de la unidad.
9. Tipo de líquido: gravedad.
10. Tiempo de retención asignado al líquido.
1 l. Dimensionamiento del recipiente.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de un separador vertical según GPSA
Deflector
de entrada
Extractor
de niebla
Salida de liquido
Salida del gas
~ D , I + = Di ro exterior de la boquilla
hO = DJ4
h l = (D, - De)/2 - h0
Deflector
de entrada
Diámetro de -
entrada, D,
f h2 = 6"
h3 = D, o 24" (mín.)
A h
h4=2D, -
h5 = 12" (mín.) u
U h6 = 12" (mín.)
4 D~ Capacidad para
el líquido
I I
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de un separador vertical según PDVSA
Deflector
de entrada
Deflector
de entrada
Diámetro de
entrada, Di
Extractor
de niebla
Salida del gas /
'.im = ~ i&etro exterior de la boquilla
1 h5 = 0,3 D, o 24" (mín.)
I4 Capacidad para DV el liquido
I 1 1 h6 = 12" (mín.)
Salida de líquido
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del diámetro de un separador
Parámetros:
Caudal de gas: MM pcnd
Temperatura: OF = OR
Presión: lpca
Peso molecular del gas:
Densidad del líquido a C.O.: 1bslpie3
Factor de compresibilidad (Z,):
Caudal de gas en condiciones de operación:
Densidad del gas en condiciones de operación:
Pv M - - > o - - lbs Pg = - & R Top ( )(10,732)( ) - pie3
Velocidad del gas en el separador:
( ) ( - > - V = (O,,, - -) 10.000 i / - - - pie
( ) seg
Área para el gas en el separador:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diámetro interno del separador:
- pies
Espacio para el líquido:
Caudal (Q,) = blsldía.
Tiempo de retención (tr) = min.
(Ql)(5,615) - - ( )(5,615) - - - pie3
Q' = 60 x 24 1440 min
hs = - pies
L ( 1 - Relación - = --- -
D O
TERMINOLOGIA:
Qdcn, = Caudal de gas en condiciones normales (MMpcnd).
Qdopl = Caudal de gas en condiciones de operación @ie31seg).
Pcn = Presión en condiciones normales (l4,7 lpca).
POP = Presión de operación (Ipca).
Tcn = Temperatura en condiciones normales (520°R).
TOP = Temperatura de operación ("R).
Zcn = Factor de co~npresibilidad en condiciones normales.
ZOP = Factor de compresibilidad en condiciones de operación.
M = Peso molecular de gas.
R = Constante universal de los gases = 10,732.
V, = Velocidad del gas (pielseg.).
pl = Densidad del liquido en condiciones de operación (1bslpie3).
Ps = Densidad del gas en condiciones de operación (1bslpie3).
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ag = Área para el gas (pie2).
A = Área del separador (pie2).
DI = Diámetro interno del separador (pie).
QI = Caudal de líquido (blsldía).
Vol = Volumen de líquido (pie3).
hi = Altura del líquido (pies).
hs = Altura del separador (pies).
tr = Tiempo de retención (min.).
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Presión de trabajo en líneas de transmisión.
Se usa la siguiente fórmula para determinar la presión de trabajo interna de
las tuberías ubicadas fuera de las refinerías y otras instalaciones de proceso, de
acuerdo con el código ANSI-B-31.8-1982: "Código de presión en tuberias de
transmisión y distribución de gas".
Donde:
P - -
S - -
D =
e - -
F - -
Presión de disefio, lpcm
SMYS o RCME: Resistencia Cedente Mínima Especificada, lpcm
Diámetro nominal exterior, pulgs.
Espesor de pared, pulgs.
Factor de construcción:
Tipo A, F = 0,72
Tipo B, F = 0,60
Tipo C, F = 0,50
Tipo D, F = 0,40
Factor de soldadura para tuberías sin costura. Normalmente es igual a
1,O; excepto en los siguientes casos:
Soldadura a fusión A134 y A139, E = 0,80
Soldadura en espiral A-2 1 1, E = 0,80
Soldadura a puntos ASTM A-53 y API-SL, E = 0,60
Factor de temperatura:
Temperatura, OF Factor T
250 o menos 1,000
300 0,967
350 0,933
400 0,900
450 0,867
Para temperaturas intermedias se puede interpolar.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseíio del espesor de pared de un separador
Ejemplo:
donde:
P = Presión de diseno (lpcm) 1.200,O
R = Radio interno del recipiente (pulgs) 21,O
S = Tensión máxima del metal (lpcm) 15.600,O
E = Eficiencia de las juntas (fracción) 1,o
c = Corrosión permisible (pulgs) O, 125
e = 1,693 + 0,125 = 1,8185 pulgs
Espesor comercial inmediato superior: 1,785 pulgs.
Diámetro externo: 42 + (2)(1,785) = 45,75 pulgs.
Nota: eficiencia entre las juntas:
Valor de E para: Doble soldadura Soldadura simple
Totalmente radiografiada 1 ,O0 0,90
Parcialmente radiografiada 0,85 0,80
Sin radiografiada 0,70 0,65
Esfuerzo permisible para algunos materiales
Resistencia Resistencia
mínima a la mínima a la
Composición efluencia rotura -20a 700 750 800 850 900 950 1000
Especiñcación Grado nominal ( i ~ ) ( i~c) ea''F OF OF OF OF . OF OF OF
B
SA-106 A
B
C
ACERO 51670
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Separadores horizontales
Características.
Separación de dos fases líquidas.
Manejan mejor tres fases.
Más baratos.
Fáciles de transportar ensamblados sobre patines.
Control del nivel del líquido más crítico.
Son más difíciles de limpiar.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingenierfa de gas, principios y aplicaciones
Diseño de separadores verticales
l
1
I 4. Diámetro interno del recipiente:
donde:
D = Diámetro interno del recipiente (pies)
2 A = Área de la sección transversal (pie )
5. Tasa volumétrica del líquido:
W~ donde: Q, = 3
p l
Q = Tasa volumétrica del líquido (pie /seg)
WI = Tasa másica del líquido (Ibslseg)
P 1 = Densidad del líquido a P y T (lbslpie3)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
A v v u
Diseño de separadores verticales
7. Altura del Iíquido en el recipiente:
Vi donde:
I
h ' = ~ h = Altura del líquido (pies) n
VI = Volumen de retención del Iíquido (pieJ)
A = Área de la sección transversal (pie2)
8. Densidad de la mezcla:
wl + wg donde: P -
m- QI +Qg W = Tasa másica de líquido (Ibslseg)
Wg = Tasa másica de gas (Ibslseg)
3 Q = Tasa volumétrica del Iíquido pie /seg)
3 Qg = Tasa volumétrica del gas (pie /seg)
P = Densidad de la mezcla ( ~ b s / ~ i z ) m
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de separadores horizontales
(gas-petróleo) @
1. Velocidad crítica del gas
donde:
K se obtiene de:
vg = Velocidad del gas (pieslseg)
P 1 = Densidad del Iíq"ido (lbslpie3)
3 P; = Densidad del gas (Ibslpie )
donde:
L = Longitud el separador (pies)
mínimo 7,5 pies
D = Diámetro del separador (pies)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de separadores horizontales
(gas-petróleo) @
4. Diámetro interno del recipiente para A = 2 Ag :
donde:
D =
I
D = ?iámetro interno del recipiente (pies)
. .
A = Area de la sección transversal del separador
5. Suponer la longitud costura a costura del recipiente (L).
La longitud comienza con 7,5 pies y aumenta en incrementos
de 2,5 pies.
6. Tasa volumétrica del líquido:
Wl
donde:
Ql =-
P 1
Q = Tasa volumétrica del líquido (pie3/seg)WI = Tasa másica del líquido (Ibslseg)
P 1 = Densidad del líquido a P y T (lbslpie3)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
"a, -
*- CV
a, - .-
a.
O -
.- U O 3
4- - w a, .=
u -
t a,
4 0 cb
'O 3
C a.
a,
Cl a,
L ñ
a, *E
u O a
Y) E ü
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de separadores horizontales
(gas-petróleo-agua) @
4. Área para el flujo de agua:
A Al donde: n
A, = Área para el agua (piez)
0
= Área para el petróleo (pieL)
- Ao+ Aw
Aw -
2 A 1 = Área del líquido (pie )
1 + (A0 IAw)
Al =Ao+Aw
5. Área para el flujo de petróleo:
6. Hallar b e n las tablas de área segmental en GPSA-87
(pág. 6-2 1 y 6-22).
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
n
00
'S
0.
w
CVO 0 s
d- a
'O
Y
X
CV
P-
O
c.
Y
- .-
a
w
O
a, --
'E? .ci ‘"S a,
a , s E
a0 o
L. 1 a , O E
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cd - 0 0 oa ,a> n
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L. n . 2 ''' b -m ~ ~ @ ~ g
a, Q a E c
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C n U 2 Q ' ' ' L O
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cd O cd 3
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' ' " ' ' m c d
@ c d S ~ ,
a ,a ,a ,ZU
u u = = u
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@ L . a cdu U 5 o o . z
O ‘" ‘" O 0.5 S C O -
a, =- 0 0 " ' > o o n >
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diseño de separadores horizontales
(gas-petróleo-agua)
11. Longitud requerida para el recipiente, suponiendo que
- sólo dos tercios están disponibles para un asentamiento
efectivo de las partículas:
Seleccionar la mayor
de las dos
donde:
Lw = Longitud para el agua (pies)
Qw = Tasa volumétrica para el agua (pie3/seg)
t w = Tiempo de retención para el agua (min)
Aw = Área de flujo de agua (pie2)
Lo = Longitud para el petróleo (pies)
Qo = Tasa volumétrica del petróleo (pie3/seg)
t = Tiempo de retención del petrgeo (min)
A, = Área de flujo del petróleo (pie )
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
5 v
2,
v
8 ni- -
a, a,
-2 3
c 0
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Constantes de equilibrio
según J.M. Campbell.
Se ha creído conveniente agregar las curvas de las constantes de equilibrio, para
los componentes más comunes del gas natural, disefíadas por el profesor J. M.
Campbell (págs. Nos. 23 1 a 243). En este caso, el autor obvia el requerimiento de las
presiones de convergencia. Aunque desde el punto de vista académico el trabajo
resulta más fácil mediante el uso de estas curvas, la exactitud de la respuesta no
compite con los valores obtenidos utilizando las gráficas de constantes de equilibrio
del GPSA, según se muestra en la sección que sigue.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Fraccionamiento.
La consolidación de los conocimientos básicos que hemos revisado no sería
factible si el interesado no estudiara, con detenimiento, las instalaciones más comunes
de la industria del gas natural. A tal fin se discuten brevemente algunos modelos
relativos a plantas de fraccionamiento, deshidratación con trietilénglicol, eliminación
del agua con desecantes sólidos y otros planteamientos relacionados con los sistemas
de endulzamiento o desacidificación del gas natural que trabajan con aminas.
En lo que concierne al fraccionamiento, el lector encontrará un dibujo
esquemático de una torre y del comportamiento de los fluidos dentro del recipiente,
seguido de un tren compuesto por tres etapas de separación (pág.. No. 280). Allí se
podrá estudiar la segregación de los hidrocarburos en cada una de las unidades.
Obsérvese la distribución secuencia1 de los productos de tope y de fondo en cada
torre.
Adicionalmente, se podrá entender mejor el significado de la destilación
fraccionada para un bicomponente (pág. No. 278) y el perfil de temperatura en una
destiladora (pág. No. 279).
A partir de la pág. No. 283 se exhibe un esquema de una fraccionadora de
gasolina integrada por cuatro torres. Se agregan los diagrama de fases de los
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
productos de la depropanizadora, en los cuales se podrá ver la correspondencia entre
los puntos de burbujeo de cada una de las mezclas y las condiciones de trabajo de la
columna, un apecto de extremada importancia para que el operador garantice el
funcionamiento eficiente de la instalación. Entre las págs. Nos. 287-294 encontrará la
partición de los productos y el respectivo balance de materiales de cada una de las
torres.
La página No. 295 presenta el gráfico de Kremser-Brown para el cálculo de los
factores de absorción (A) y10 despojamiento (S).
Ingeniería de gas, principi0s.y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
BURBUJEO DE GAS
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
98 MOL % C4
2 MOL % C5
DESTILADOR No.5
93 MOL % Cq
7 MOL % C5
DESTILADOR No.4 1
LIQUIDO
DESTILADOR No.3
DESTILADOR No.
DESTILADOR No. 1
20 MOL%Cq A 1
CALOR QUE ENTRA
Destilación fraccionada
Esquema de una torre de fraccionamiento @
@
SECCIÓN DE
RECTIFICACI~N O
ENRIQUECIMIENTO
FRACCIONADOR
SECCI~N DE
DESPOJAMIENTO
ENFRIANTE
m BOMBA DE REFLUJO
1 PRODUCTO DE TOPE
1
2 2 4 O F L : ;
REHERVIDOR
I f
I -1 I
. .
L PRODUCTO DE FONDO
F
%
2.
S
P
fk
m "e:
't! C..
3 c.
$1.
-!
P
'b
O'
!%
8'
3
t%
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
I ren de traccionamiento
P
OLlNA
MOLESIHR NATURAL
REF: GPSA 87, Pág. 19-5
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tren de fraccionamiento
GAS PROPANO 1 BUTANO 1
REF: GPSA-87, Pág. 19-5
C1
C2
C3
iC4
nC4
c5+
TOTAL
galldía
1
0,3941
6,4635
44,7451
8,1450
20,1524
20,0999
100,000
2
4,8077
71,1538
24,0385
100,000
3
0,6869
46,5942
8,8724
21,951 9
21,8946
100,000
4
1,4528
98,0024
0,5448
100,000
41,340
5
0,4887
16,3409
41,6395
41,5309
100,000
6
0,8654
28,9423
69,3269
0,8654
100,000
31,160
7
5,7357
94,2643
100,000
29,290
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Separación de un fluido en una torre de fraccionamiento
(depropanizadora)
Componentes
c1
c2
c3
iC4
nC4
iCs
nC5
c6
c7
C8
c9
Cio
Presión (ipca)
100,o
150,O
200,o
250,O
300,O
350,O
400,O
450,O
500,O
550,O
600,O
650,O
Diagrama de fases (P-T) de la carga.
Temp. de Rocío ("F)
207,023
229,023
245,462
258,626
269,56 1
278,837
286,792
293,6 1 O
299,40 1
304,159
307,704
309,37 1
Temp. de Burbujeo ("F)
85,23 1
1 16,964
142,02 1
163,177
18 1,764
198,545
2 14,009
228,529
242,3 82
255,861
269,368
283,674
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama de fases (P - T) del producto del tope, en una
depropanizadora
Presión (ipca)
100,o
150,O
200,o
250,O
300,O
350,O
400,O
450,O
500,O
550,O
600,O
Puntos de Rocío ("F)
054,241
08 1,595
102,888
120,598
135,906
149,469
161,700
172,873
183,177
192,749
Puntos de Burbujeo ("F)
5 1,295
78,982
100,548
1 18,490
134,012
147,773
160,209
171,589
182,119
19 1,954
20 1,325
Diagrama de fases (P - T) del producto del fondo en una
depropanizadora.
Presión (ipca)
100,o
150,O
200,o
250,O
300,O
350,O
400,O
450,O
500,O
550,O
600,O
Punto de Rocío ("0
254,740
28 1,872
302,492
3 19,220
333,275
345,3 12
355,700
364,605
37 1,965
377,143
Punto de Burbujeo ("F)
164,355
199,876
227,9 1 8
25 1,592
272,4 1 O
291,241
308,669
325,167
341,234
368,234
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Composición de los hidrocarburos en
la torre depropanizadora
COME ni 'i
Composición de los hidrocarburos que llegan
y salen de la torre depropanizadora
nt = 62,3830 Ibmol/hr
T = 165,1120°F
P = 240,300 lpcm
v = 0,00000
WI = 3428,41 lbs
QI = 17,4856 b l ~ a=
v- 'v- . y.r v V tr - . r . * '-7 .. -
Composición de los hidrocarburos en
la torre debutanizadoraCOME ni 'i
C3 0,0085 0,0301 ic4 7,5218 46,2277
iC4 8,0551 28,5910 nc4 8,7065 53,5087
nC4 9,6857 34,3788 icg 0,0342 0,2102
iC5 2,7885 9,8976
nC5 1,5970 5,6685
c6 3,5870 12,7318 0,9792 21,5180
C7 1,5284 5,4250
0,5793 1 2,7302
Cg 0,4367 1,5500
C1 o 0,1560 0,5537
28,1735 100,0000
"5 1,0175 13,8403
c6 3,2019 43,5532
C7 1,4284 19,4295
cg 0,4367 5,9401
Cl0 0,1560 2,1220
Composición de los hidrocarburos que llegan
y salen de la torre debutanizadora
28,1735 I bmol/hr nt = 16,2712
@
T = 209,857 "F m T = 172,636 P = 152,000 lpcm P = 150,000
v = 0,00000 v = 0,00000
4- Fa-
Composición de los hidrocarburos
X
en -la separadora de butanos
COMF! ni i
Composición de los hidrocarburos en
la separadora de butanos @
y 1 6,271 2 I bmollhr
T = 133,106 "F
P = 85,0600 lpcm El
V = 0,00000
Com~osición de los hidrocarburos en
la fraccionadora de gasolina
COMI? ni Xi
COMR ,- x i
iC5 0,7806 23,5952
nC5 1,0158 30,7046
c6 1.5119 45,7002
3.3083 1 00.0000
nC5 0,0017 0,0421
c6 1,6900 41,7965
C7 1,4284 35,3267
C8 0,3306 8,1763
Cg 0,4367 10,8003
Cl0 0,1560 3,8581
4,0434 1 00,0000
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
@ g g O Q , b ( D o , d - 0 L O a ) m n i n i O - 0 0 a) a m (O a) d - n i o o n i I n t D Q , a s q z s s a ~ ~ O O ~ ~ O O o m U)
* ? n i = ? e a ) LO - - ( e . " 0 - o-=!. O o <o_ q Y.
C 9 - V ) O b ~ - O O d - n i m 0 - d- - o o
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Sistemas binarios.
Dentro de este criterio se incluyen la deshidratación y el endulzamiento del gas
natural, por cuanto se trabaja principalmente con plantas de deshidratación (por
ejemplo glicol-agua) y de endulzamiento o eliminación de los componentes ácidos del
gas (amina - agua).
Un dibujo de una deshidratadora que trabaja con T.E.G. permite observar cómo
hncionan estos disefios. Además, los diagramas bifásicos glicol-agua le permiten al
ingeniero entender el funcionamiento de la regeneración. En el dibujo de la pág. No.
300 se aprecia la temperatura en la cual el fluido está en estado líquido, bifásico o
completamente gasificado, a una presión fija de una atmósfera. Esto obliga a
garantizar que el sistema trabaje en condiciones tales que el glicol no se volatilice más
de lo debido. Por ejemplo, si el operador mantiene la temperatura en el tope de la torre
de regeneración a 225"F, deberá esperar pérdidas de glicol equivalentes al 0,5% por
peso de toda el agua que está retirando del gas natural (pág. No. 301).
En la pág. No. 302 se observa un dibujo del otro extremo del diagrama, donde
se aprecia la pureza factible en el glicol cuando se eleva la temperatura del
regenerador. De allí la razón por la cual se dice que a 400°F se obtiene una pureza del
98,7%.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Entre las págs. Nos. 303 y 309 se encuentran algunas figuras apropiadas para
realizar estos disefios. El gráfico presentado anteriormente en la página No. 277
permite observar el corriportarniento de los fluidos dentro de la torre. El glicol cae por
los bajantes, plato a plato, mientras entra en contacto con el gas que sube hacia el tope
de la torre. En este contacto íntimo del glicol y el gas, el líquido retiene el agua que
transporta el gas, el que -a su vez- sale deshidratado.
Las gr6 ricas de las págs. Nos. 3 10 a 3 15 permiten estudiar la eficiencia de la
absorción para una torre que contiene de tres a diez platos, con determinadas
concentraciones del glicol regenerado. Para obtener un descenso del punto de rocío en
el gas de 60°F, serán suficientes dos (2) galones de TEG por cada libra de agua que se
retira del gas, si la torre tiene cinco platos de burbujeo.
Con tres (3) galsllbs H20, el descenso del punto de rocío podría aumentar hasta
64,5"F aproximadamente. Esto indica que, en la medida en que la torre de absorción
tenga mayor número de platos, menor será la cantidad de glicol requerida para realizar
un determinado trabajo.
Adicionalmente, al incrementar la pureza del glicol en la torre de regeneración,
también será mayor la disminución del punto de rocío en el gas, para una misma tasa
de glicol.
El interesado podrá concretar mejor estas ideas con un ejercicio breve que se
presenta al final del tema.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama binario agua-TEG
a 760 mm Hg (absoluta)
Vapor
/
CU~VC. de rocíc~
1 ~
I
DOS fases
1
/ + -
-
( ~ ~ V C I de burbujeo
íqu do
Temperatura ("F)
650
Temperatura ("C)
337.8
O 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Trietilénglicol (% por peso)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama binario agua-TEG
a 760 mm Hg (absoluta)
Temperatura (" F)
O 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920
Trietilénglicol (% por peso)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama binario agua-TEG
a 760 mm Hg (absoluta)
Temperatura ("F)
575
Var or
Dos fases
/
/
90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100
Trietilenglicol (% por peso)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tamaño de los absorbedores
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
Presión de flujo (lpcm)
Nota: los diámetros están expresados en pulgadas.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Capacidad de los absorbedores de glicol,
para y = 0,7 y T = 100°F
Presión de operación (lpca)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Basados en columnas
empacadas con rnolduras
INTALOX de 1,5"
A ---------------------------------
1 1
Tamaño de las columnas de fraccionamiento para los
deshidratadores de glicol
I Carga calorífica del regenerador (M BTUIhr) 0 I
F
% e.
2
E-
a
CD
0-u "e:
S.
3 a.
'P p.
w
P,
5.
%
8'
5
CD
m
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
m3 pcn
-;-X 133.67 = -
litro gal
Solubilidad del gas natural
en TEG. Glicol: 95% TEG a 80°F
Gas: gas típico dulce, 94% metano
Gas en solución (pcn/gal de TEG)
1.1
Presión del absorbedor (Ipca)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Número de platos reales de TEG
Temperatura de contacto: 100°F
r Tasa de circulación del TEG (gal/lb H,O)
2.8
2.6
2.4
/ / / / / / / /
2.2
2.C
1.8
1.6
1.4
1.2
1 .o
35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95
Descenso del punto de rocío ("F)
.: DM lnternational
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Número de platos reales de TEG
Temperatura de contacto: 100°F
Ref
,Tasa de circulación del TEG (gal/lb H ,O)
4.4 - I I
4.2 l ~ ú r n e r o de pfatos] 4 4 5 6 7 8 9 10
4.0
3.8 I I 1 / 1 1 1 1
3.6
/ / / x / /
3.4
3.2
3.0
2.8
2.6
2.4
2.2
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1 .o
35 45 55 65 75 85 95 105 115 125
Descenso del punto de rocío ('F)
.: D M lnternational
Número de platos reales de TEG
Temperatura de contacto: 1 00°F
C T a s a de circulación del TEG (gal/lb H20)
4.4
4.2
4.0
3.8
3.6
3.4
3.2
3.0
2.8
2.6
2.4
2.2
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1 .o
35 45 55 65 75 85
Descenso del punto de rocío ("F)
Ref.: DM lnternat ional
Número de platos reales de TEG
Temperatura de contacto: 100°F
r Tasa de circulación del TEG (gal/lb H,O)
35 45 55 65 75 85 95 105 115 125 135
Descenso del punto de rocío ("F)
Ref.: DM lnternational
F
%
3 E'
F;'
e
09 "e:
2 2-
w .
L.
w
P
'b.
5'
R
O'
i!
rn
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ejercicios de aplicación
Deshidratación con TEG
Se desea deshidratar 50 MM pcdn de gravedad específica y = 0,6
para llevarlo a 7 lbs de agua 1 MM pcn. La presión del gas es 1 O00 lpca y
la temperatura, 90°F.
Calcule:
1 . Contenido de agua en el gas, a la entrada de la planta.
R: W, = 45,4 1bsIMM pcn.
2. Temperatura de rocío del gas a la salida de la planta.
R: T=32"F
3. Cantidadde TEG que se requiere para deshidratar el gas.
R: (45,4 - 7,O) 3 gals 1 lbs H20 = 1 15,2 gals/MM pcn.
1 15,2 x 50 = 5760 gals.
4. Diámetro de la torre de absorción recomendada.
Caudal del gas, en condiciones de operación:
Q,, = 7,83 pie3 / seg
Velocidad del gas en la torre:
(1,115)(62,4)-3,384
= 0,69 pies1 seg
3,384
Área requerida para el gas:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Área total de la torre:
Diámetro del absorbedor:
D = 4,237' o bien D = 51"
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
-
Ejemplo de un sistema
de deshidratación con
desecantes sólidos.
No es mucha la información que se ofrece al respecto. No obstante, en la figura
de la pág. No. 321 el lector observará un diagrama de flujo de un diseño típico, en el
cual se ilustra la forma cómo trabaja esta unidad. En las páginas siguientes aparece
desglosado el diseño conceptual de la planta. El interesado podrá hacerle seguimiento
para entender mejor lo inherente al tema.
Ejemplo de un sistema de deshidratación
con desecantes sólidos @
Gas de regeneración (g.r.) Compresor del g.r.
i t
X Válvula
abierta
V Válvula
A cerrada
F
Gas
húmedo
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
- -- - - - - -- -
Problema de adsorción
Con el fin de ilustrar el cálculo de un sistema de adsorción, utilizando
desecantes sólidos, consideremos el siguiente ejemplo:
Tasa del flujo del gas: 10 MM pcnd a 14,7 lpca y 60 "F
Presión a la entrada: 1 .OOO,O lpc
Punto de rocío a la entrada: 90 "F
Punto de rocío a la salida: 10 "F
Capacidad de adsorción: 5% plp
Duración del ciclo: 8 hrs
Regeneración: gas natural
Enfriamiento: gas natural
Tipo de torre: vertical
Velocidad permisible: 30 pieslmin
Temp. del gas a la entrada: 95 "F
Gravedad específica del gas: 0,70
El contenido de agua del gas en la entrada de la planta es de 46 lbs/MM pcn y
en la salida: 2,9 lbs/MM pcn, lo cual totaliza:
Ww = 10 . (46 - 2,9) = 43 1 lbsldía.
En un ciclo de ocho horas, el deshidratante debe retener:
WWE = 43 113 = 143,7 lbs de agua, aproximadamente: 144.
Cantidad de desecante:
Con un 5 % por peso de la capacidad de adsorción, cada torre debe retener:
WWE = 143,7 1 0,05 = 2.874,O lbs del desecante.
Si el deshidratante tiene una densidad bruta de aproximadamente 50 lbslpie3, el
volumen requerido (V,) sería:
Vs = 2.874,O 150 = 573 pie3.
Algunos operadores limitan la velocidad del gas dentro de la torre a 30 - 45
pieslmin, con el fin de disminuir las pérdidas de presión en la torre y la rotura del
sólido. Este procedimiento se apoya en la experiencia y normalmente se calcula para
el área transversal de la torre vacía, utilizando las leyes de los gases, con el cálculo de
la velocidad real. El resultado es una cifra de quasivelocidad.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tasa de flujo del gas:
b Área de la sección:
86,97 pie3 / min
0,785 . D~ = = 2,899 pie2
30 pie/ min
i De donde, D = 1,92' => D = 23,0611 sin incluir el espesor permisible.
\ Debido a que normalmente los cabezales se consiguen solo en incrementos de
i 6" por encima de 24", se puede escoger un recipiente de 30" de diámetro externo.
I La nueva área transversal sería de:
l La longitud de la camada sería:
1 El tamaño del recipiente dependerá del disefio mecánico que utilice un
determinado fabricante.
La escogencia de la altura, a su vez, permite estimar un determinado
1
seudotiempo de contacto del gas con el desliidratante:
1
P , = 11,7 130 = 0,39 mins = 23,4 segs.,
lo cual se considera satisfactorio.
Se requiere por lo menos de varios segundos como tiempo de contacto, con el
?
fin de permitir la rata de adsorción del agua en el desecante.
En cualquier caso se recomienda que la camada tenga por lo menos de 2 a 3
pies de espesor, para evitar la canalización.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Endulzamiento del
gas natural.
En las págs. Nos. 327 a 358 se proporcionan ideas sobre los sistemas de
desacidificación del gas natural que utilizan minas. En las primeras hojas se
presentan arreglos comunes. Al compararlos se podrán apreciar las diferencias de
criterio entre los diversos diseñadores, así coino los parámetros principales que entran
en juego en el momento de realizar los cómputos.
Sigue una enumeración de las patentes comerciales con solventes químicos,
desde el más antiguo, la monoetanolmina (MEA), hasta la llamada familia Ucarsol,
que se ha vuelto especialmente atractiva durante los últimos años. No se incluye lo
relativo a la aplicación de compuestos químicos en la corriente de gas, que tiende a
reemplazar estos procesos. Las experiencias de MARAVÉN, S.A. señalan la
factibilidad de que -en tiempo breve- sea posible eliminar el sulfuro de hidrógeno del
gas y del petróleo, mediante la aplicación directa de productos químicos en el flujo
multifásico, mientras se transporta en las tuberías.
Apoyándose en la información que, hasta ahora, ha sido liberada, es factible
pensar en la posibilidad de que desaparezcan las plantas que se usan para el
tratamiento de los gases de cola, con la ventaja de que las sales que resultan de la
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
eliminación del sulfuro de hidrógeno podrían ser empleadas como abonos. Esto sería
un aporte extraordinario para la conservación del ambiente.
La presión parcial del gas ácido en la corriente de gas es un parámetro decisivo
cuando se desea seleccionar la mejor patente para el tratamiento del gas natural. Este
libro contiene una hoja para calcular la presión parcial de los gases, antes y después de
la torre de absorción (págs. Nos. 333 y 334).
Las cuatro láminas que siguen a esas páginas sugieren el uso de varios procesos
comerciales. La decisión final dependerá de la composición del gas que llega a la
planta y de las condiciones del tratamiento. Es obvio que lo más cornple.jo es llevar el
gas natural a condiciones de contenido mínimo de impurezas cuando el gas de la
alimentación llega con un porcentaje alto de componentes ácidos. El lector tomará en
cuenta las sugerencias presentadas en el encabezamiento de cada uno de los gráficos,
antes de usar la información ofrecida en ellos.
Se presentan en el libro algunas ideas sobre decisiones rutinarias en unidades
que trabajan con aminas. El operario tiene el deber de seguirlas con alto celo, para
garantizar la operación exitosa del sistema.
Igual que en las deshidratadoras de glicol, se ofrecen los diagramas binarios
para las aminas.
Los parámetros de diseño en una endulzadora típica que trabaja con MDEA'
aparecen al final del libro. Las condiciones de entrada y salida del gas indican el tipo
de tratamiento que se desea realizar. Obsérvese que la principal responsabilidad en el
diseño es llevar el contenido de sulfuro de hidrógeno a 4 ppin,v.
El estudioso encontrará los esquemas de las torres de absorción y de rcgcnera-
ción con los principales indicadores. Las características del solvente y el balance de
energía entre las torres se transcriben con los parámetros determinantes en el
funcionamiento cabal de la planta. Para cerrar la sección, aparece el cálculo del
diámetro del absorbedor y el diseño del espesor de pared del separador de entrada,
dados a título de ejemplo.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Principales equipos de una planta de amina
Separador:
de entrada.
de salida.
Absorbedor.
Tanque de venteo.
Intercarnbiador de calor.
Regenerador:
Acumulador.
Rehervidor.
Recuperador.
Tanque de abastecimiento.
Filtros.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
L
'a,
S
a,
0
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Procesos para el endulzamiento del gas natural
GRUPO No 1 : PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOS
ALCANOLAMINAS.
MEA 2.5 N - MEA EN AGUA, 15% P/F?
MEA - AMlNA GUARD MEA GASISPEC IT 1
5.0 N - MEA EN AGUA, 30% P/F!
MEA - AMlNA GUARD ST
5.0 N - MEA EN AGUA,30% P/P
(CON INHIBIDORES).
DGA 6.0 N - DlGLlCOLAMlNA EN AGUA
63% P/P ( 23% AL 70% P/P )
(CON INHIBIDORES).
DEA 2.5 N - DEA EN AGUA, 26% P/P
(1 5% AL 26% P/P) .
Procesos de endulzamiento del gas natural
I GRUPO NO 1: PROCESOS CON SOLVENTES QU~MICOS
l
ALCANOLAMINAS.
DEA-SNEA 3.0 N - DIETANOLAMINA EN AGUA AL
32% P/P (25% AL 35% P/P).
DEA-AMINA GUARD Y DEA AMlNA AGUARD ST
5.0 N - DEA EN AGUA AL 52% P/P
(CON INHIBIDORES).
DlPA O ADlP 4.0 N - DIISOPROPANOLAMINA EN AGUA
AL 54% P/P (30% AL 54% P/P).
MDEA 4.0 N - METILDIETANOLAMINA EN AGUA
Procesos para el endulzamiento del gas natural.
GRUPO NO 1: PROCESOS CON SOLVENTES QU~MICOS.
ALCANOLAMINAS.
MDEAActivada: 4.0-N, METILDIETANOLAMINA EN AGUA,
48 % P/P (30% AL 50% P/P).
SNEA-P-MDEA IGUAL A LA MDEA, PERO CON ACTIVADOR.
UCARSOL HS-102 3.4-N, MDEA+ EN AGUA AL 50% P/F?
TEA TRIETANOLAMINA EN AGUA.
NOTA: 2,5 N INDICA QUE 2,5 MOLES DE AMINAABSOR-
BEN UN MOL DE GAS ÁCIDO, O QUE SE RE-
QUIERE DE 0,4 MOLES DE GAS ÁCIDO POR
MOL DE AMINA.
3
'2
3 E*
a'
c$.
m "e:
z s. c.
'Ct E'
Y
P
7L
O'
$
O'
3
M
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo de la presión parcial en una muestra de
hidrocarburos
Presión total: lpca
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo de la presión parcial en una muestra de
hidrocarburos
Presión total: 1.214,7 lpca
Procesos de endulzamiento de gas,
remoción de C 0 2 y H2S simultáneamente
Presión parcial del gas ácido
en la alimentación (Ipca)
1 O00
1 10
Presión parcial del gas ácido en el producto (Ipca)
Procesos de endulzamiento de gas,
remoción selectiva de H9S
1 Presión parcial del HgS en la
L
alimentación (loca)
1 1 o 1 O0
Presión parcial del 4 s en el producto (Ipea)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
O
'T-
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Verifique el contenido
de gas ácido en el gas
tratado.
Ajuste el caudal de la
solución pobre.
Ajuste la carga calo-
rífica del rehervidor
Verifique el nivel en
cada recipiente.
Restituya el control
de nivel.
Verifique la caída de
presión en los filtros.
Limpie o cambie los
elementos.
Temperatura de la so-
lucion 10°F por enci-
ma de la temperatura
de la carga.
Ajuste el nivel de
agua o de aire de los
enfriadores.
¿Presión en el tanque
de venteo y en el re-
generador?
Ajuste los controla-
dores.
6. Verifique el caudal de
la solución: hacia el
absorbedor principal; @ Operaciones de rutina en la planta. queño. hacia el contactor pe-
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
LO O LO O m O L O O L O
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para
soluciones de MEA-agua a varias presiones
Referencia: Union Carbide
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para
soluciones de MEA-agua a bajas presiones absolutas
Monoetanolamina (%p/p)
Referencia: Union Carbide
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama binario MDEA-agua
a bajas presiones
Temperatura ("F)
550
500
450
400
350
300
250
200
O 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
MDEA (%p/p)
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Diagrama binario CO,/H,O
Varias presiones @
Temperatura ( O F )
0,0 0,l 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Fracción de CO,
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ejercicio de aplicación
Una planta de endulzamiento tiene una composición de
entrada como se indica a continuación. La tasa de remoción de gas
ácido es de 3 pie3/gal. ¿Cuál es la tasa de flujo de MEA en el
absorbedor?
Q = 43 MM pcnd
H2S = 0,4 %
co2 = 0,6 %
Total = 1,0%
Volumen de gas ácido que debe ser removido:
Q, = 0,O 1 x 43.000.000 = 430.000 pcnd.
Galonaje de amina requerido a razón de 3,O pie31gal.
Rata de flujo = 430.000 1 3 = 143.300 galsldía.
= (143.000160 x 24) = 100 gpm.
Con Ucarsol, el coeficiente de absorción es de 3,85 pie31gal,
el galonaje requerido sería:
qa = 430.000 1 3,85 = 1 1 1.688,3 1 galsldía.
-
1 1 1.688,3 1
qa - = 77,56 gpm.
24 x 60
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ejercicio
La planta de endulzamiento típica recibe 350 MM pcnd de
gas natural para extraerle el 1,04% del gas ácido. Si el solvente
utilizado puede retener 3,72 pie3/gal, ¿cuál sería el galonaje de
solución requerida, al 50% plp?
Q, = 350.000.000 pcnd.
Gas ácido:
Q, = 350.000.000 x 0,0104 = 3.640.000 pcnd.
2.527,77
Galonaje = = 682 gpm.
3,7 1
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Planta típica de endulzamiento
Condiciones de operación:
Gas de alimentación:
Caudal de gas:
Presión:
Temperatura:
Peso molecular:
Gravedad específica:
GPM (c:):
Valor calorífico bruto:
\
Componentes
GPM
350 MM pcnd
1.200,O lpcm
115 - 120°F
23,7
0,82
3,95
1.300,O B T U I ~ ~ ~ '
Entrada Salida
4,6793 3,7500
0,0060 0,0004
- O, 1927
0,2500 0,25 19
8 1,9069 82,5447
13,1578 1 3,2603
3,9543 3,985 1
Ingenieria de gas, principios y aplicaciones
Planta típica de endulzamiento
Condiciones de operación:
Absorbedor:
Presión:
Caudal, gas:
solución:
N" de platos:
Diámetro:
Temperatura tope:
gas:
fondo:
Regenerador:
Presión de la torre:
Presión de los gases de cola:
Caudal:
No de platos:
Diámetro:
Temperatura tope, salida:
retorno de reflujo:
fondo, salida:
amina rica:
1.200,O lpcm
175 MM pcnd
342 gpm
10
90"
130°F
120°F
150°F
8 lpcm
6 lpcm
4 a 5 MMpcnd
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Regenerador de la planta de amina
T = 120°F Gas de cola
Q = 9,5 MM BTUIhr
P = 61pcm f lEw
T = 1 99,g°F P = 5 lpcm
A Y -
q = 17,32 gpm
D.I. = 90"
Amina rica: A
0,30 mol/mol
T. amb. = 90°F
te de calentamiento
2,82 MM BTU/hr
T Amina pobre: 0,005 mol/mol
T = 148,4"F
R = 1,25 mol H20
mol G.A.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Cálculo del diámetro del
absorbedor de amina
Parámetros:
Caudal de gas:
Temperatura:
Presión:
Peso molecular del gas:
Densidad de la arnina a C.O.:
Factor Z:
350 MM pcnd
130°F = 590°R
1.200,O lpca
23,7 13
65,5 1bslpie3
0,773
Caudal de gas en condiciones de operación:
Densidad del gas en condiciones de operación:
P M - (1214,7)(23,713) lbs 4 = - - = 5,9 - Z R T (0,773)(10,732)(590) pie3
Velocidad del gas en el absorbedor:
J653:,9
pies
V, = (0,36 - 0,12)(0,8) = 0,61 -
seg
Área para el gas en el absorbedor:
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Área total:
Diámetro interno del absorbedor:
(4)(44,06)
= 7,s pies = 90 pulg.
7r
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factores de conversión
de unidades.
Las últimas páginas del texto muestran los factores de conversión con los
cuales trabaja el diseflador. Eso facilita la operación cuando se convierten las cifras
que se presentan en este libro a otros sistemas de unidades.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factores de Conversión:
Longitud:
1 m = 3,2808383 pies = 39,370059 pulg = 100 cms = 1000 mm
lpie = 0,304801 m = 12 pulg = 30,4801 cms = 304,801mm
1 milla = 1,609349 km, = 5279,998 pies
1 km = 3280,8383 pies
Área:
1 m2 = 10000 c m 2 = 10,7639 pies2 = 1549 pulg2
1 pie2 = 144 pulg2 = 929,0349 cms2 = 0,9290349 m2
1 milla2 = 2,59 kms2
Volumen:
1 m3 = 35,3 145 1 pie3 = 6,289774 bls = 1000 lts = 264,1708 gal
1 pie3 = 7,4805 17 gal = 28,3 1697 lts = 0,178 1074 bls = 0,0283 1697 m'
Masa:
1 kg = 2,204622 lbs = 1000 gr
1 lbs = 0,4535925 kg = 453,5925 gr
Densidad:
1 kglm3 = 0,001 gr/cm3 = 0,0624 lblpie3
1 lblpie3 = 16,02 k g / d = 0,O 1602 gr/cm3
1 gr/cm3 = 1000kg/m3 = 62,4 lblpie3
Fuerza:
1 Nw = 0,225 lbf = 0,102 kgf = 1 O00 dinas
1 kgf = 9,8 1 Nw = 2,205 lbf
1 lbf = 4,45 Nw = 0,454 kgf
Presión:
1 bar = 14,5038 lpca = 0,986923 atm = 1 ,O 19689 kglcm2 = 100000 ~ w l r n ~ = 100 kPa
1 lpca = 6,894733 kPa = 5 1,71475 rnm Hg = 0,06804573 atrn = (lpc + 14,696)
1 lpc = 1,068046 atm = 1,082197 bar = 108,2197 kPa
Temperatura:
"C = ("F - 32)/1,8
"F = 1,8*("C) + 32
"K = "C + 273,15
"R = "F + 459,67
Varios:
1 B T U / ~ ~ ~ ' = 8,8991 kcal/m3
1 GPM = 0,1336806 m3&lm3 = 133,6806 lts/Mm3
1 lbslpie = 1,488 16 kglm
1 lbs H20lMM pcn = 16,O 184 kg/MM m3
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Factores de Conversión
>> VISCOSIDAD ABSOLUTA << watt/ { cmA2*OC) 5,6782643-04
lbs/ {pi&*hr) 3600-
pascal*seg 1,488164
poise 14,88164
centipoise 1488,164
hect
are
m" 2
cmA2
m" 2
miA2 3,5870073-08
acre 2,2956843-05
ydA2 O, 1111111
pulgA2 144
* hect=hectárea
* mi=USA{5280 pies)
>> DENSIDAD <<
lb/pieA3 1
grs/cmA3 1,6018463-02
gr /m1 1,6018463-02
gr/lit 16,01846
kg/mA 3
lb/pulgA3
oz/pulgA 3
grav. Esp.
lbs/gal
oz/gal
lbs/bbl
grn/gal
* bbl=42 gal USA
>> ENERGIA <<
btu
therm
hp*hr
Tbtu
pie*lbf
kw*hr
kcal
Tkcal
cal
Tcal
joule
watt*seg
* [TI =Termoquímica
>> TRANSFERENCIA DE CALOR <<
btu/ {hr*pieA2*OF} 1
Tbtu/ {hr*pieA2*OF) 1,000669
cal/ { seg*cmA2 *OC} 1,356233-04
Tcal/ {~eg*cm"2*~~) 1,3571383-04
» VISCOSIDAD CINEMÁTICA <<
pieA2/hr 1
pieA2/seg 2,7777783-04
mA2/seg 2,580643-05
cmA2/seg O, 258064
stoke O, 258064
mA2/hr 9,2903043-02
centistoke 25,8064
>> LONGITUD <<
pie
mi
yd
pulg
km
m
cm
mm
CUn 304800
* p = micrón
>> MASA <<
lbs
ton [L]
ton [C]
kip
02
ton [MI
kg
newton
g= * [L]=larga
* [C]=corta
* [Mldtrica
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
>> FLUJO MOLAR <<
Mpcn/hr 1
MMpcn/hr O, 001
MMpcn/día O, 024
lb-mol/hr 2,64084
Mpcn/día 24
lb-mol/día 63,38015
WA3/hr 28,31685
NmA3/día 679,6043
grs-mol/hr 1197,865
grs-mol/día 28748,75
* [M]=miles;
* [MM] =millones
* pcn a 5g°F, 14,696 lpca
* mA3 normales a 15OC, 1 atm[s]
>> POTENCIA <<
btu/hr
hp [boil]
ton [ref ]
hp
Tbtu/hr
kw
hp [metr]
cal/seg
~cal/seg
watt
cal/Mpulg
Tcal/Mpulg
* [M] miles
* [TI =Termoquímica
» PRESIÓN
psi
pulg HG
pie H20
pulg H20
torr
abisl
bar
atmltl
kg/cmA2
kpa
Mbar
pascal
* [M] miles
* m a O°C,
>> TEMPERATURA <<
OF 1,8*(OC) + 32
OC (OF - 32) /1,8
OR 'F + 459,67
OX OC + 273,15
>> VOLUMEN <<
pieA3
ydA3
bbl
galiI1
gal
f loz
pulgA3
mA 3
litro
cmA 3
m1
* bbl=42 gals USA
* [ 11 =Imperial
» FLUJO VOLUMÉTRICO «
gal/Mpulg 1
pieA3/seg 2,2280093-03
pieA3/b@ulg O, 1336806
bbl/hr 1,428572
pieA3/hr 8,020834
bbl/día 34,28571
gal/día 1440
mA3/seg 6,309023-05
mA 3/b@ulg 3,7854123-03
lit/seg O, 0630902
mA3/hr O, 2271247
lit/<pulg 3,785412
lit/hr 227,1247
* bbl = 42 gala USA
* [M] miles
7
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tabla de conversión de temperatura
Fahrenheit - Centígrado
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tabla de conversión de temperatura
Fahrenheit - Centígrado
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Tabla de conversión de temperatura
Fahrenheit - Centígrado
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Glosario de términos.
A continuación se presenta una recopilación de los términos que más
comúnmente se utilizan en la industria del gas natural. Como en otros casos se cita
como referencia el GPSA-87, fuente informativa de la mayoría de ellos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Glosario de términos
Yorbedor. ,
Torre o columna que facilita el contacto entre el gas natural y otro fluido (aceite de
absorción, glicol o solución de d a ) produciendo una transferencia de masas en el
proceso.
Aceite de absorción.
r i -
Es el hidrocarburo liquido que se utiliza para absorber o retirar un componente del
gas natural que se procesa.
Adsorbente.
G ó l i d a usada para remover componentes del gas natural en un proceso.
=de ciertos componentes de la corriente de gas que incluye, pero que no se
limita a, uno o más de los siguientes componentes: gases ácidos, agua, vapor o
vapores de hidrocarburos. Estos componentes son adsorbidos en una camada
. granular de sólidos debido a la atracción molecular hacia la superficie adsorbente.
Amina.
Alguna de las alcanolaminas, tales como MEA, DEA, TEA, MDEA, etc. empleada
en el tratamiento del gas natural. Las aminas por lo general se trabajan en soluciones
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
acuosas para remover el sulfuro de hidrógeno o el dióxido de carbono de las
corrientes de gas.
Barril.
s d que se usa en la industria del petróleo para medir los hidrocarburos en
estado líquido, equivalente a 42 galones (E.U.A.) de petróleo o de subproductos
medidos a 60°F y en equilibrio con su presión de vapor. Los productos químicos
pueden venir empacados en recipientes de 55 galones.
Calor de combustión. . OJO
Es la cantidad de calor que se libera por la combustión completa de una cantidad
unitaria de un material. Para el gas natural por lo general se expresa como valor
calorífico superior o bruto (normalmente referido para los Estados Unidos de
América) y se mide en BTU por pie cúbico de gas. El valor calorífico superior o
bruto se mide en un calorímetro donde el agua producida durante el proceso de
combustión ha sido condensada. El calor de condensación del agua se incluye en el
calor total medido. El valor calorífico neto (normalmente referido a Europa) es el
que se obtiene cuando el agua obtenida durante el proceso de combustión no se
condensa y permanece en estado gaseoso. La diferencia entre el valor calorífico
bruto y el neto es la cantidad de calor que se podría recuperar si se condensa el agua
producida.
Calorímetro.
_e___llc.
Aparato en el cual se determina el valor calorífico de un material combustible,
principalmente del gas natural.
Colchón de gas.
Fase gaseosa con la cual se aisla una fase líquida para evitar que se contamine con
aire.
Columna empacada.
Una columna de fraccionamiento o de absorción llena con empaques diseñados para
proveer una superficie relativamente grande por unidad de volumen, que
proporciona el contacto requerido entre el vapor que sube y el líquido que
descienden dentro de la torre.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
- - -- - -- -
acuosas para remover el sulfuro de hidrógeno o el dióxido de carbono de las
corrientes de gas.
Barril.
s d que se usa en la industria del petróleo para medir los hidrocarburos en
estado líquido, equivalente a 42 galones (E.U.A.) de petróleo o de subproductos
medidos a 60°F y en equilibrio con su presión de vapor. Los productos químicos
pueden venir empacados en recipientes de 55 galones.
Calor de combustión. - -
Es la cantidad de calor que se libera por la combustión completa de una cantidad
unitaria de un material. Para el gas natural por lo general se expresa como valor
calorífico superior o bruto (normalmente referido para los Estados Unidos de
América) y se mide en BTU por pie cúbico de gas. El valor calorífico superior o
bruto se mide en un calorímetro donde el agua producida durante el proceso de
combustión ha sido condensada. El calor de condensación del agua se incluye en el
calor total medido. El valor calorífico neto (normalmente referido a Europa) es el
que se obtiene cuando el agua obtenida durante el proceso de combustión no se
condensa y permanece en estado gaseoso. La diferencia entre el valor calorífico
bruto y el neto es la cantidad de calor que se podría recuperar si se condensa el agua
producida.
Calorimetro.
_C_____CC
Aparato en el cual se determina el valor calorífico de un material combustible,
principalmente del gas natural.
Colchón de gas.
Fase gaseosa con la cual se aisla una fase líquida para evitar que se contamine con
aire.
Columna empacada.
Una columna de .fraccionamientoo de absorción llena con empaques diseñados para
proveer una superficie relativamente grande por unidad de volumen, que
proporciona el contacto requerido entre el vapor que sube y el líquido que
descienden dentro de la torre.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Compensación (peak shaving).
El uso de combustibles, equipos para producir gas y10 uso esporádico de reservas
acumuladas en los yacimientos o en las misma tuberías, con el fin de suplir los
requerimientos de gas en los períodos de alta demanda.
Comportamiento retrógrado.
Formación de una fase de mayor densidad (condensación), al someter un sistema a
una reducción isotémiica de presión o a un incremento isobárico de temperatura.
También puede definirse como la formación de una fase de menor densidad
(vaporización), al someter un sistema a un aumento isotérmico de presión o a una
reducción isobárica de temperatura.
Condensación retrógrada.
Formación de líquido (condensación) en un sistema, debido a la disminución
isotémiica de la presión o aumento isobárico de la temperatura.
Condensado.
Líquido que se forma por condensación de los vapores del gas, específicamente se
refiere a los hidrocarburos líquidos que se condensan del gas natural como
consecuencia de los cambios de presión y temperatura cuando el gas del yacimiento
se lleva a condiciones de superficie. También podría referirse a condensados de
calderas o al agua que se desprende del vapor de agua.
Condensado estabilizado.
Un condensado que lia sido estabilizado en un fiaccionador a una presión
previamente definida.
Condiciones criticas.
Condiciones a las cuales las propiedades intensivas de las fases líquido y vaRor
coexistentes y llegan a ser idénticas.
Constante de equilibrio (valores-K) de un componente.
Es la razón de la fi-acción molar del componente en la fase de vapor a la fracción
r'
molar del mismo componente en la fase líquida, en un sistema en equilibrio.
Constante del gas (R).
Es un número constante que representa el producto de la presión total por el
volumen total, dividida por la temperatura absoluta; para un m01 de un gas ideal o
mezcla de gases ideales a cualquier temperatura.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
- - --
Cricondem bárico.
Presión máxima a la cual las fases de líquido y vapor pueden coexistir. Para
componentes puros, el cricondembárico es igual a la presión crítica del componente.
Cricondentérmico.
Temperatura máxima a la cual las fases de líquido y vapor pueden coexistir. Para
componentes puros el cricondentérmico es igual a la temperatura crítica.
Una técnica mediante la cual se analizan los diversos componentes de un gas o de
un líquido. Para cuantificarlos se transportan dentro de una columna con un gas
inerte, son selectivamente absorbidos y desorbidos para separarlos. A la salida de la
columna se identifican y se determina cualitativa y cuantitativamente, la porción de
cada componente en la muestra. Es la técnica más comúnmente empleada para
investigar la composición del gas natural y de los demás componentes del petróleo.
Curva de puntos de burbujeo.
Lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a la cual se forma la
primera burbuja, al pasar un sistema del estado líquido a la región de dos fases.
Comúnmente se le denomina Curva de Burbujeo.
Curva de puntos de rocío.
Lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a los cuales se forma la
primera gota de líquido, al pasar un sistema del estado gaseoso a la región de dos
fases. Comúnmente se denomina Curva de Rocío.
Debutanizador. * !
Una torre diseñada para separar de la corriente de hidrocarburos el butano y los
componentes más livianos, si están presentes.
w d o r .
Una torre que se utiliza para evitar que el etano que contiene el gas natural se vaya
con los productos del fondo.
Depropanizador. - -
Una torre que se utiliza para separar el propano y los componentes más livianos de
la corriente de hidrocarburos.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Desecante.
Una substancia utilizada para remover el vapor de agua del gas natural. 'También
aplica a los sólidos que remueven la humedad del aire.
Deshidratación.
&minación del agua del gas o del petróleo hasta satisfacer las condiciones de
mercado o del proceso.
Desulfuración.
.F 2
El proceso en el cual el azufie y los componentes sulfurosos se remueven del gas o
de las mezclas de hidrocarburos en estado líquido.
Dulce.
Se refiere al producto que satisface las cantidades permitidas de componentes
sulfurosos.
Efecto Joule Thomson.
El cambio de la temperatura de un gas que ocurre cuando es expandido a entalpía
constante, desde una presión alta a otra más baja. El efecto que se produce en la
mayoría de los gases (con excepción del helio y el hidrógeno) es el enfhamiento del
gas.
Endulzamiento del gas natural. -
O
Desacidificación. Eliminación de los componentes ácidos del gas natural, tales
como el sulfuro de hdrógeno y el dióxido de carbono.
Estabilizador.
Nombre que recibe una torre de fraccionamiento que estabiliza un líquido. Ejemplo:
reducción la presión de vapor de tal manera que resulte un líquido menos volátil.
Estado crítico.
Es el término usado para identificar condiciones únicas de presión, temperatura y
composición de un sistema, donde todas las propiedades del vapor y líquido
coexistentes llegan a ser idénticas.
Expansión adia bática.
Es la expansión que se produce en una corriente de gas, vapor o líquido desde una
presión alta a una más baja y en la cual no se produce transferencia de calor entre la
corriente en referencia y el medio que la rodea.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Expansor o Turbina de e x . . I
una turbina que, al bajar la presión, convierte la energía de un gas o vapor en
trabajo mecánico.
Extracción.
Un proceso mediante el cual se retira un material de una corriente, utilizando un
solvente. El ténnino puede ser aplicado a absorción líquido - líquido o a cualquier
otro proceso que utilice solvente.
Factor de absorción.
Factor usado en cálculos de ingeniería que expresa la facilidad con que un
constituyente del gas natural es absorbido en aceite u otro fluido. En la literatura
este factor se expresa como A = L 1 KV, donde L y V son los moles de líquido y de
vapor que sale de un plato o bandeja de burbujeo, tomado como un valor promedio
en el absorbedor o en toda la torre. De la misma manera K, es la constante de
equilibrio entre el vapor y el líquido de un componente en particular.
Factor de compresibilidad.
Un factor que por lo general se identifica con "Z" que expresa la relación entre un
volumen real de un gas a una determinada presión y temperatura con respecto al
volwnen del mismo gas a condiciones ideales.
Flash o separación instantánea.
Metodología de cálculo que permite conocer la composición de los fluidos que se
separan a determinadas condiciones de presión y temperatura.
Fraccionador. -
Se refiere al proceso de destilación. Por lo general describe la separación de los
hidrocarburos en sus diferentes componentes individuales.
Gas ácido.
Aquel que contiene una cantidad apreciable de sulfuro de hidrógeno o de
mercaptanos. También se usa para califícar la presencia de dióxido de carbono en el
gas conjuntamente con el sulfuro de hidrógeno.
Gas agrio.
El sulfuro de hidrógeno y10 el dióxido de carbono contenido o extraído de una
corriente de gas natural.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
- - - - -- - - --
Gas asociado.
Gas que viene asociado con la producción de petróleo.
Gas bajo especificaciones de tuberías.
Es el gas que satisface los requisitos mínimos exigidos por las empresas que
transportan el gas por tuberías.
Gas dulce.
Gas en el cual han sido separados los componentes ácidos (dióxido de carbono,
sulfuro de hidrógeno, etc.) hasta satisfacer las condiciones de tubería.
Gas en solución.
Gas que se origina de lafase líquida en el yacimiento de petróleo.
Gas natural.
Mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso donde predomina el metano.
Gas o vapor saturado.
Vapor (o gas) en equilibrio con un líquido, a una presión y temperatura dadas. En el
caso de sustancias puras, es el estado del gas o vapor correspondientes al punto de
rocío.
Gas rico.
Es un gas que por lo general alimenta una planta de procesamiento para la
extracción de productos condensables. Gas que contiene una buena cantidad de
productos condensables.
Gas seco.
El GPSA acepta este término aplicado a un gas cuyo contenido de agua ha sido
reducido mediante un proceso de deshidratación. La aplicación más aceptada lo
refiere a un gas natural con un contenido muy bajo de componentes condensables.
GPM. '
Es la cantidad de líquidos de hidrocarburos que se pueden extraer de mil pies
cúbicos de gas medidos a condiciones estándar.
gpm-
Galones por minuto.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Gravedad API.
Una escala arbitraria que expresa la densidad relativa de los productos de petróleo
que se calcula por medio de la siguiente fórmula:
"MI = (141,5 / y) - 131.5
Hidrato.%
Es un material sólido que resulta de la combinación de hidrocarburos con agua, a
determinadas condiciones de presión y temperatura.
Hidrocarburos livianos.
Hidrocarburos de bajo peso molecular como el metano, etano, propano y butanos.
Inerte.
Elemento o componente que no reacciona químicamente y con el ambiente que lo
rodea. El nitrógeno y el dióxido de carbono son ejemplos de constituyentes inertes
del gas. Se diluyen en el gas pero no se queman y, por lo tanto, no agregan calor en
la combustión.
Inmiscible.
Descripción de un líquido incapaz de mezclarse de forma homogénea con otra
substancia.
Levantamiento artificial por gas.
Método para extraer petróleo o agua hasta la superficie inyectando gas a un pozo en
producción.
Límite de inflamabilidad.
Es la proporción de aire y gas con la cual se puede producir la ignición en presencia
de una llama o chspa. Se habla de un límite de idlamabilidad inferior referido a la
mínima cantidad de gas necesaria para producir la ignición y del límite de
innarnabilidad superior a la máxima cantidad de gas, mezclado con aire, requerido
para que se produzca la llama o explosión.
Líneas isovolumétricas.
También se denomina curvas de calidad. En un diagrama presión-temperatura de un
sistema dado, es el lugar geométrico de los puntos de igual porcentaje de volumen
líquido (o vapor) en la región de dos fases.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Líquido saturado.
Es un líquido que está a su punto de burbujeo o en equilibrio con su fase de vapor
en el recipiente que lo contiene. Líquido en equilibrio con vapor (gas) a una presión
y temperaturas dadas. En el caso de sustancias puras, es el estado del líquido
correspondiente al punto de burbujeo.
LPG O GPL.
Se refiere a la mezcla de hidrocarburos separada del gas natural donde predominan
el propano y el butano.
, Mercaptanos.
Es un componente que algunas veces aparece en el gas y en los hidrocarburos
líquidos que debe ser reducido por remoción o conversión para satisfacer las
especificaciones. Componentes de la fórmula general RSH, análoga a los alcoholes
y fenoles, que contiene azufie en lugar de oxígeno.
Número Wobbe.
Es un número proporcional al calor que se agrega a un quemador a presión
constante. En la práctica británica, es el valor calorífico del gas dividido por la raíz
cuadrada de la gravedad. Se utiliza ampliamente en Europa, junto con la velocidad
de la llama medida o calculada para determinar la intercambiabilidad de
combustibles o la factibilidad de utilizar un combustible en sustitución de otro.
Odorante.
Un gas muy odorífero, normalmente mercaptanos que se agregan al gas natural o al
LPG para darle olor y facilitar la detección de los escapes.
Peso en el aire.
Es el peso comparativo con respecto a un estándar sin correcciones por efectos de la
presión atmosférica o flotabilidad del producto en el aire.
Peso en el vacío.
Es el peso con referencia a un estándar medido en el vacío o corregido por el efecto
de la flotabilidad en el aire.
Plantas de procesamiento de gas natural.
Término que se utiliza para las plantas dé procesamiento de gas, plantas de gasolina
natural o plantas de gasolina, en las cuales se separan los diversos componentes de
la corriente de gas para satisfacer las exigencias comerciales.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Una parte en un millón de partes iguales. Se habla de ppm,v cuando está referida a
volúmenes de gas y a ppm,p cuando se refiere a unidades de peso o inasa.
Presión atmosférica.
La presión ejercida por la atmósfera terrestre. En condiciones normales se utiliza
760 mm de Hg, 29,92 pulgadas de mercurio o 14,696 lpca.
Presión de coiivergencia. ,
Es la presión a una temperatura dada en la cual, en una mezcla de hidrocarburos de
composición conocida, los valores de Ki de los diferentes componentes tienden a la
unidad. La presión de convergencia se utiliza para ajustar los valores de las
constantes de equilibro vaporllíquido (Ki) a un sistema particular en consideración.
Presión de vapor.
Es la presión que ejerce la fase de vapor en el recipiente que lo contiene, cuando el
líquido y vapor de un componente puro se encuentran en equilibrio a determinadas
condiciones de presión y temperatura. El número de moléculas que se escapan del
líquido, es igual al número que regresan a él. La presión ejercida por un líquido
confinado en un tanque o equipo de prueba, por lo general a una temperatura
especificada.
Presión de vapor Reid (RVP).
Presión de vapor de un producto líquido determinada por el método D-323. Se
reporta en libras por pulgada cuadrada a 100°F. La presión de vapor Reid es
siempre menor que la presión de vapor verdadera a 100°F.
Presión y temperatura de burbujeo.
Es la presión y temperatura a la cual el sistema se encuentra a su punto de burbujeo.
Presión y temperatura críticas.
Presión y temperatura a las condiciones críticas.
Presión y temperatura de rocío.
Es la condición de presión y temperatura a la cual el sistema se encuentra a su punto
de rocío.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
-- - -- - -
Procesamiento del gas.
Separación de los constituyentes del gas natural con el propósitos de satisfacer las
condiciones del mercado o llenar las especificaciones del producto.
Proceso Claus.
Es un proceso mediante el cual se convierte el sulfwo de hidrógeno en azufie
elemental mediante el uso de oxidación selectiva.
Producto demetanizado.
Producto de fondo de una torre que no contiene metano.
Productos del fondo.
Líquidos o materias residuales que se drenan de un fiaccionador o del fondo de un
recipiente durante el proceso o mientras está almacenado. También se conoce con
este nombre al producto más pesado que queda en la fase líquida después de la
destilación.
Punto de burbujeo.
Estado de un sistema completamente líquido en equilibrio con una cantidad
dinitesimal de gas. A
Punto de ebullición normal.
Temperatura que produce en un componente puro, una presión de vapor igual a una
atmósfera.
Punto de rocío.
Estado de un sistema completamente gaseoso en equilibrio con una cantidad
infimtesimal de líquido.
Punto triple.
Las condiciones a las cuales coexisten: sólido, líquido y vapor. Es un punto único
para un componente puro.
Razón de compresión.
La razón entre la presión de descarga y la presión de succión de un compresor, .*
ambas a condiciones absolutas.
Razón de reflujo.
Es el término que se aplica en los procesos de destilación para dar una medida
relativa del volumen de reflujo. Comúnmente se expresa como una fiacción de la
cantidad neta del producto del tope.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Reflujo.
En un proceso de destilación es la parte del condensado del tope de la columnaque
se regresa a la torre como una fuente de en£iiamiento.
Región de dos fases.
Zona encerrada por las curvas de punto de rocío y de burbujeo, en un diagrama
presión-temperatura del sistema, donde el gas y líquido coexisten en equilibrio.
Región retrtgrada.
Cualquier región, en el diagrama presión-temperatura de un sistema donde se
produce condensación o vaporización en sentido inverso a lo que normalmente
ocurre, es decir, donde existe comportamiento retrógrado.
Relación gas - petróleo (GOR O RGP).
Es la relación gasllíquido que se produce en un pozo de petróleo. Se expresa en pies
cúbicos medido a condiciones estándar por barril de líquido en el tanque.
=e permite separar el gas de los hidrocarburos líquidos y del agua o a
estos Últimos entre sí.
Sistemas de recolección.
Es la red de tuberías que transporta el gas desde los pozos a la planta de
procesamiento u otros equipos de separación.
Sulfuro de carbonilo (COS).
Es un contaminante del gas y de los líquidos de hidrocarburos que por lo general se
debe remover para satisfacer las especificaciones.
Termía.
Unidad para medir energía que equivale a 100.000 BTU.
La serie de procesos a los cuales se somete al gas o al petróleo para dejarlos en
condiciones de ser utilizados para propósitos específicos o para satisfacer las
condiciones del mercado. En el caso del gas natural se refiere a refiere a la
deshidratación y eliminación de los componentes ácidos tales como el dióxido de
carbono y el sulfuro de liidrógeno.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Válvula de congelamiento.
Una válvula especialmente diseñada y únicamente utilizada para determinar el
contenido de agua en el propano. (ASTM D-27 13).
Vapor saturado.
Vapor a su punto de rocío.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
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Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural de y =
0,6. GPSA, 1987, Pág. NO. 20-8.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Pág. No.
107 Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural de y =
0,7. GPSA, 1987, Pág. NO. 20-9.
108 Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural de y =
0,8. GPSA, 1987, Pág. NO. 20-9.
109 Expansión permisible sin formación de hidratos para un gas natural de y =
0,9. GPSA, 1987, Pág. NO. 20-9.
110 Expansión permisible sin formación de bidratos para un gas natural de y =
1 ,O. GPSA, 1987, Pág. NO. 20-9.
111 Descenso de temperatura del gas natural por efectos de la expansión.
Petroleum Resevoir Engineering, Amix, Bass y Whiting (A.B.W.), Pág. No.
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118 Factor de compresibilidad del gas natural. GPSA, 1987, Pág. No. 23- 1 1 .
119 Gráfíco generalizado del factor de compresibilidad a varias presiones
reducidas. GPSA, 1987, Pág. No. 23-12.
120 Factor de compresibilidad del gas a presión atmosférica. GPSA, 1987, Pág.
NO. 23-12.
121 Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos. GPSA, 1987, Pág. No. 23-
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122 Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos líquidos. A.B.W., Pág. No.
257.
123 Propiedades seudocríticas de los hidrocarburos líquidos. A.B.W., Pág. No.
257.
124 Factor de compresibilidad para gases de bajo peso molecular. GPSA, 1987,
Págs. Nos. 23-15 a 23-17.
143 Separación instantánea a 600 lpca y -20°F. GPSA, 1987, Pág. No. 25-4.
144 Separación instantánea a 600 lpca y -20°F. GPSA, 1987, Pág. No. 25-4.
146 Diagrama de presión temperatura para un gas seco. A.B. W., Pág. No. 224.
149 Diagrama de P-T para un petróleo relativamente volátil o de alta inerma.
A.B.W., Pág. No. 226.
150 Diagrama de presión - temperatura para un petróleo relativamente pesado
(baja merma). A.B.W., Pág. No. 225.
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
Pág. No.
151 Diagramas P-T para un sistema multicomponente de hidrocarburos. Ingeniería
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Presión de convergencia (o lugar geométrico de los puntos críticos) para
sistemas binarios. GPSA, 1987, Pág. No. 25- 1 1.
Presión de convergencia (o lugar geométrico de los puntos críticos) para
sistemas binarios. GPSA, 1987, Pág. No. 25-11.
Correlación del valor &no de la constante de equilibrio Kin, con la
presión de convergencia Pk, y la presión de vapor del componente Po.
A.B.W., Pág. No. 421.
Correlación de la presión a la cual ocurre el valor mínimo de constante de
equilibrio PmK, con la presión de convergencia Pk y la presión de vapor del
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Gas Processors Suppliers Association (GPSA), Engineering Data Book,
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Tamaño de las columnas de fi-accionamiento para los deshidratadores de
ghcol. Cortesía de Intalox.
Carga calorífica vs. lbs. deagua removida en el regenerador. Cortesía de
B.S.B.
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307
Ingeniería de gas, principios y aplicaciones
% por peso de TEG en una solución rica que deja el absorbedor. J.M.C., vol.
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Número de platos reales de TEG a 98,7 % plp. Cortesía de DM International.
Número de platos reales de TEG a 99,l % plp. Cortesía de DM International.
Número de platos reales de TEG a 99,7 % plp. Cortesía de DM International.
Número de platos reales de TEG a 99,84 % plp. Cortesía de DM
Inte~mtional.
Número de platos reales de TEG a 99,9 % plp. Cortesía de DM International.
Número de platos reales de TEG a 99,95 % plp. Cortesía de DM
International.
Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para soluciones de
monoetanolamina - agua a varias presiones. Gas Treating Chemicals, Union
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Puntos de burbujeo y temperatura de condensación para soluciones de
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Características del solvente MDEA. Cortesía de U.C.
Gas Conditioning and Processing, John M. Carnpbell (J.M.C.), vol. 11, Pág.
No. 380.
Este libro es propiedad exclusiva del
profesor Marcías J. Martínez. Los derechos de
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