ÍNDICE 1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 2
2.
OBJETIVOS ......................................................................................................... 3
3.
MARCO TEÓRICO .............................................................................................. 3 3.1. Composición del Gas Natural ......................................................................... 3 3.2. Comportamiento de fases .............................................................................. 4 3.3. Clasificación ................................................................................................... 8 3.4. Propiedades ................................................................................................... 9 3.4.1. Peso molecular del gas (PMg) ............................................................... 10 3.4.2. Gravedad específica (GE). .................................................................... 10 3.4.3. Densidad del gas. .................................................................................. 10 3.4.4. Viscosidad del gas (ug). ........................................................................ 11 3.4.5. Factor de compresibilidad del gas (Z). ................................................... 11 3.4.6. Factor volumétrico de formación del gas (Bg). ...................................... 14 3.4.7. Volumen específico (v). ......................................................................... 14 3.4.8. Compresibilidad isotérmica del gas (Cg). .............................................. 15 3.5. Ecuación de Van der Waals: ........................................................................ 15
4.
MARCO PRÁCTICO .......................................................................................... 16
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 17
6.
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 18
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PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y EL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS “Z” 1. INTRODUCCIÓN El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas. Los gases hidrocarburos que normalmente se encuentran en el gas natural son metano, etano, propano, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos, heptanos, octanos y de gases más pesados. Las impurezas encontradas en el gas natural incluyen dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, vapor de agua e hidrocarburos más pesados. La naturaleza del gas natural es tanto orgánica como inorgánica. El primero de estos dos grupos lo constituyen compuestos parafínicos, también denominados alcanos por la química orgánica. Este grupo de compuestos orgánicos aporta normalmente más del 90% en volumen en el análisis normal de una muestra de gas natural. El segundo grupo de componentes que forma el gas natural lo constituyen los componentes inorgánicos; estos aportan normalmente menos del 10% en volumen en una muestra de gas. Usualmente, el propano y las fracciones de hidrocarburos más pesados son removidos en procesos específicos por su alto valor en el mercado, como por ejemplo, el gas licuado de petróleo, la gasolina, el diesel y los derivados obtenidos en refinerías y en plantas químicas. Referido al flujo de gas en sistemas de transmisión para consumo del sector eléctrico, industrial, vehicular, comercial y residencial, en muchos casos es una mezcla de metano y etano con pequeños porcentajes de propano. Las propiedades del gas natural pueden ser determinadas a partir de mediciones o pruebas en laboratorio o a partir de cálculos basados en los componentes del gas y de las leyes físicas a menudo referidas a reglas de mezclas, las cuales permiten relacionar las propiedades de los componentes puros con aquellas correspondientes a la mezcla.
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2. OBJETIVOS Realizar una revisión de las propiedades físicas del gas natural, las cuales son importantes en las etapas de producción y transmisión. 3. MARCO TEÓRICO Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeñas cantidades de hexano y más componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de carbono, el sulfuro de hidrógeno, y el nitrógeno. Si el contenido de hidrocarburos de orden superior al metano es alto se le denomina gas rico de lo contrario se conoce como gas seco. Las principales impurezas que puede contener la mezcla son vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y helio, entre otros. El gas natural se encuentra al igual que el petróleo en yacimientos en el subsuelo. Puede ser asociado (gas mezclado con crudo) o libre. Las propiedades del gas tales como: composición, gravedad específica, peso molecular promedio y poder calorífico varían de un yacimiento a otro. 3.1.
Composición del Gas Natural
La composición del gas natural no es única. Cada corriente de gas natural tiene su composición propia, aún cuando dos pozos productores corresponden a un mismo reservorio. Adicionalmente, la corriente de gas producida desde un reservorio despresurizado puede cambiar su composición en el tiempo. En la Tabla 1.1 se presenta tres típicas corrientes de gas natural producidas. La corriente del pozo 1 es típica del gas asociado, el cual es producido en conjunto con un petróleo crudo. Las corrientes de los pozos 2 y 3 son composiciones típicas de gas no asociado producido en pozos de baja y alta presión, respectivamente. 3
Tabla 1.1 análisis típico de un gas natural (composición en porcentaje en moles)
Fuente: Courtesy Pretroleum Extension Service Nota: La producción de muchos pozos contendrá pequeñas cantidades de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y nitrógeno
El gas natural es normalmente considerado como una mezcla de gases de hidrocarburos pertenecientes a la familia parafínica. Sin embargo, pueden existir elementos pertenecientes a las familias de hidrocarburos cíclicos y aromáticos. La Figura 1.1 muestra algunas de estas familias presentes en el gas natural. 3.2.
Comportamiento de fases
Los reservorios de gas han sido caracterizados de muchas maneras, pero la más común es sobre la base de la relación gas-petróleo o gas-oil ratio (GOR) en superficie de producción. Usando este método, cualquier pozo (o campo) que produce un GOR mayor a 100000 scf/STB (standard cubic feet per stock tank barrel o pies cúbicos de gas por barril de petróleo a condiciones estándar) es considerado un pozo de gas, una producción con un GOR de 5000 a 100000 scf/STB representa un pozo de gas condensado y una producción con un GOR de 0 a 5000 scf/STB es considerado un pozo de petróleo. En el campo pueden encontrarse pozos con similar relación gas-petróleo, los cuales tienen diferentes composiciones, existiendo amplios 4
rangos de presiones y temperaturas a nivel de reservorio y produciendo con diferentes métodos artificiales o naturales. Los reservorios convencionales de gas son definidos sobre la base de su presión y de su temperatura inicial en el reservorio, representados sobre una envolvente o diagrama de fases (P - T) , tal como se muestra en la Figura 1.2. En los diagramas de fases o envolventes (P - T) se muestran los efectos de la presión y la temperatura en el estado físico de un sistema de hidrocarburos. Sin embargo, cada corriente de gas con una determinada composición puede tener diferente diagrama de fases, pero la configuración es similar. Figura 1.1 Estructuras de moléculas de algunos hidrocarbu ros presentes en el gas natural
Fuente: Courtesy Pretroleum Extension Service
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En la Figura 1.2, el área encerrada por la línea de los puntos de burbuja o bubble point (BP) A-S-C y la línea de los puntos de rocío o dew point (DP) C-DT-B a la izquierda debajo, es la región en el cual para una determinada combinación de presión y temperatura, ambas fases coexisten en equilibrio. Las curvas dentro de la región de dos fases muestran los porcentajes de gaslíquido para cualquier temperatura y presión. La línea A-S-C-T-B separa la región de dos fases de las regiones de una fase. La línea de los puntos de burbuja A-S-C separa la región de dos fases de la región de una sola fase líquida, mientras que la otra línea de los puntos de rocío C-D-T-B separa de la región de una sola fase gaseosa. El punto C donde las líneas de puntos de burbuja y rocío se encuentran se denomina punto crítico y la temperatura correspondiente se denomina temperatura crítica Tc. Figura 1.2 Diagrama de fases presión-temperatura de un fluido en un reservorio.
Fuente: https://www.google.com/search?biw=667&bih=611&tbm=isch&sa=1&q=diagrama+de+fases+presiontemperatura+de+un+fluido+en+un+reservorio&oq=diagrama+de+fases+presiontemperatura+de+un+fluido+en+un+reservorio&gs_l=psyab.3...3270.25996.0.26588.73.53.2.0.0.0.1092.9695.2-11j5j3j5j0j1.25.0....0...1.1.64.psyab..47.9.3691...0j0i67k1j0i24k1.sUwldhX-EyY#imgrc=BS8xtreIttw0zM:
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Figura 1.3 Diagramas de fases de una capa de gas y de una zona de petróleo fluyendo. (a) Capa de gas retrógrada, (b) Capa de gas no retrógrada.
Fuente: Courtesy Pretroleum Extension Service
Se considera sobre la Figura 1.2 un reservorio que se encuentra inicialmente a 3000 psia y 125 ºF representado por el punto 1i. Los subíndices i y a representan las condiciones inicial y de abandono del reservorio. Las condiciones de presión y temperatura son tales que el estado inicial de los hidrocarburos es un líquido, es decir, petróleo. Por tanto, el punto 1i indica un reservorio de petróleo. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente como resultado del proceso de producción, el punto de burbuja se alcanzará, representado por el punto S, a 2550 psia. Esta condición representa la presión más alta a la cual se libera la primera burbuja de gas en solución presente en el petróleo. A esta presión también se le conoce como presión de saturación. Para presiones menores, una fase de gas comienza a aparecer. Eventualmente, el gas libre fluye hacia el pozo productor, disminuyendo la producción del hidrocarburo en fase líquida. La cantidad de gas libre depende de la composición del petróleo, a mayor ºAPI del petróleo mayor tendencia a liberar gas. Se dice que este tipo de reservorio de petróleo está despresurizado, en expansión, etc. Si la misma mezcla de hidrocarburos está a 2000 psia y 210 ºF, representado por el punto 2 en la Figura 1.2, el reservorio sería de petróleo con una capa de gas inicial y ambas fases estarían en equilibrio. Una pequeña reducción de presión causa la liberación de gas del petróleo, resultando un reservorio de petróleo saturado. En la Figura 1.3 se presenta esta condición de equilibrio de fases. Ahora se 7
considera como condición inicial del reservorio una temperatura de 230 ºF y una presión 3300 psia, representado por el punto 3i en la Figura 1.2. Dado que la condición inicial de presión y de temperatura están a la derecha del punto crítico y fuera de la envolvente, el reservorio inicialmente esta en una condición gaseosa. Cuando la producción se inicia y la presión declina, no se observan cambios hasta alcanzar el punto de rocío a 2700 psia, punto D. Analizando la Figura 1.2, un reservorio que se encuentre inicialmente a condiciones de presión y de temperatura que lo ubiquen fuera de la envolvente, a la derecha del punto crítico C y a la izquierda del punto T o dentro de la envolvente marcada con la letra X, puede presentar un comportamiento de condensación retrógrada. El punto T es denominado cricondenterma, que es la temperatura máxima en el que coexisten en equilibrio las dos fases (por ejemplo 300 ºF). El proceso de condensación retrógrada continúa hasta alcanzar un máximo de 10% en volumen de líquido, a 2250 psia (punto E). Si la producción continúa desde el punto E hasta la presión de abandono 3a , la vaporización del líquido retrógrado ocurre. En este ejemplo se ha considerado que la composición en el reservorio permanece constante. Desafortunadamente, cuando la condensación retrógrada ocurre, la composición en el reservorio y su envolvente cambian, incrementando la condensación retrógrada de la fase líquida. Finalmente, se considera un reservorio a 3600 psia y 350 ºF, representado por el punto 4i en la Figura 1.3. Como la condición inicial del reservorio está a la derecha del punto crítico y de la cricondenterma, así como fuera de la envolvente, su condición corresponde a una fase gaseosa 100%. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente (a lo largo del camino 4i - 4a) como resultado del proceso de producción, siempre se encuentra en estado gaseoso y además, el fluido en el reservorio no cambia su composición. 3.3.
Clasificación
a) Gas Asociado: El Gas Asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del yacimiento. En los yacimientos, generalmente, el gas natural asociado se encuentra como gas húmedo ácido. Este gas tiene que ser sometido 8
al proceso de separación gas- petróleo, para poder ser tratado y utilizado. El gas asociado es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. b) Gas No Asociado: El gas no asociado, es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales. Este gas puede hallarse como húmedo ácido, húmedo dulce o seco. Este gas, puede ser tratado y distribuido sin necesidad del proceso de separación. El gas natural no asociado.es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco. El gas está compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+<1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas, lo que indica temperaturas del orden de los (-250F), y en este caso se tiene que hablar del Gas Natural Licuado (GNL), que no se tiene que confundir con los Líquidos del Gas Natural (LGN), que se obtienen en los procesos de extracción y/o fraccionamiento de los líquidos del gas natural. Se cree que es conveniente hacer resaltar esta observación para evitar posteriores confusiones. 3.4.
Propiedades
El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades químicas de los gases son indispensables para el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas. Entre las propiedades podemos encontrar: 1.- Peso molecular del gas (PMg).
5.- Factor de compresibilidad del gas
2.- Gravedad específica (GE).
(Z).
3.- Densidad del gas.
6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg).
4.- Viscosidad del gas (ug). 9
7.- Volumen específico (v).
8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg).
3.4.1. Peso molecular del gas (PMg) Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas natural. Las unidades del peso molecular son: Kgr/Kmol ó Lb/lbmol. El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del gas se obtiene sumando la fracción molar de cada i-esimo componente por su respectivo peso molecular.
3.4.2. Gravedad específica (GE). Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia. Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas se encuentren a la misma presión y temperatura. Si asumimos un comportamiento de gas ideal para ambas sustancias, la gravedad específica se puede expresar en función de los pesos moleculares de cada sustancia. GE = GEgas / GEaire GE = PMg / PMaire Siendo el peso molecular del aire seco=29 lb/lbmol. Ambas relaciones son válidas y su unidad es: adimensional. 3.4.3. Densidad del gas. Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:
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3.4.4. Viscosidad del gas (ug). Es la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad del esfuerzo cortante, que se aplica a una porción de fluido para que adquiera movimiento (viscosidad dinámica). Hay distinto tipos de viscosidad, siendo las de mayor estudio la dinámica y la cinemática, siendo ésta última la resistencia que se genera al fluir un fluido bajo el efecto de la gravedad. La viscosidad de los gases tendrán el siguiente comportamiento: A bajas presiones (menor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura aumentará la viscosidad del gas. A altas presiones (mayor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad. A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta. La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados. 3.4.5. Factor de compresibilidad del gas (Z). Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presión y temperatura.
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La ecuación a usar será de de los gases ideales pero con el factor Z como corrección: P.V = Z. n. R. T El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ). Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar el factor Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr. Figura 1.3 factor de compresibilidad en función de presión de pseudo reducidas y temperatura
Fuente: https://www.google.com/search?q=factor+de+compresibilidad+del+gas+z&source=lnms&tbm=isch&sa =X&ved=0ahUKEwiGzpG49LnVAhUG3yYKHSvJD8EQ_AUIDCgD&biw=888&bih=813&dpr=0.75#imgd ii=ghdmOynkGdrVEM:&imgrc=aI1zUjR4rgSAoM:
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Para hallar las propiedades pseudo criticas se pueden determinar a través de la composiciones molares de cada componente del gas natural ó a través de la gravedad específica del mismo. Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian a continuación:
Con las propiedades pseudo críticas hallamos las pseudo reducidas y con éstas el valor de Z de la gráfica.
Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una corrección de las propiedades pseudo críticas, la cual se determinará por medio de las siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pseudo reducidas, hallar el factor Z. Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.
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Con las correcciones ya hechas, volvemos a el cálculo de las propiedades pseudo reducidas y hallamos Z de la gráfica.
3.4.6. Factor volumétrico de formación del gas (Bg). Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión de 14,7 lpc y 60 °F.
3.4.7. Volumen específico (v). Es definido como el volumen ocupado ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.
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3.4.8. Compresibilidad isotérmica del gas (Cg). La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen por unidad de cambio de presión. Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P
3.5.
Ecuación de Van der Waals:
La ecuación de Van der Waals es una ecuación de estado de un fluido compuesto de partículas con un tamaño no despreciable y con fuerzas intermoleculares, como las fuerzas de Van der Waals. La ecuación, cuyo origen se remonta a 1873, debe su nombre a Johannes Diderik van der Waals, quien recibió el premio Nobel en 1910 por su trabajo en la ecuación de estado para gases y líquidos, cual está basada en una modificación de la ley de los gases ideal espera que se aproxime de manera más precisa al comportamiento de los gases reales al tener en cuenta su tamaño no nulo y la atracción entre sus partículas.
(P+ (n˄2ª)/V2)(V−nb) =nRT Dónde: P es la presión del fluido, V es el volumen total del recipiente en que se encuentra el fluido, a mide la atracción entre las partículas , 15
b es el volumen disponible de un mol de partículas , n es el número de moles, R es la constante universal de los gases ideales, T es la temperatura, en kelvin. DATOS PARA OTRAS ECUACIONES: Van der Waals: Z = 0,815341 Redlich Kwong: Z = 0,843264 Soave, Redlich Kwong: Z = 0,857791 Peng Robinson: Z = 0,827648 Dranchuk y Abu−Kassem: Z = 0,835006 Dranchuk−Purvis−Robinson: Z = 0,833883 Sarem: Z = 0,831269 Hall−Yaborough: Z = 0,836465 Promedio de todas las ecuaciones Z = 0,835084 Promedio relativo de las ecuaciones Z = 0,834589 4. MARCO PRÁCTICO Problema 1: Experimentalmente se ha encontrado que para los 30 moles de este gas a 290ºK y a una presión de 350 atm, el volumen que ocupa es de 1.87 lts. ¿Cuál es, entonces, el factor de corrección o factor de compresibilidad (Z)?
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Problema 2: Utiliza la ecuación de van der Waals para determinar el valor de Z para el CO 2 a una T-273 considerando que se hace uso de un recipiente de 1L y el uso de 1mol de este gas. Para el CO2 a=3,59 atm L2 /mol2 y b=0,0427 L/mol.
5. CONCLUSIONES
En la actualidad se busca un combustible que pueda satisfacer las necesidades energéticas del hambre, como poder usar un sistema de calefacción o colocar 17
estufas a gas en nuestros hogares, pero los combustibles que se utilizaban como el petróleo, la leña, el carbón o el kerosene, resultaban no ser muy económicos y a la vez eran contaminantes.
Es por eso que ahora ha llegado un combustible nuevo a nuestro país, que es el gas natural, este gas no requiere de plantas de refinación para procesarlo, a comparación del petróleo, es más seguro, económico y posee menor proporción de impurezas o gases tóxicos. Con el gas natural podemos cuidar nuestra salud, la de nuestra familia y la de nuestra ciudad.
Debido a las múltiples variables que afectan la evolución del gas en un pozo es altamente recomendable hacer el diseño de cañería y de control de pozos utilizando un simulador, planteando distintas alternativas que pudieran ocurrir. Debemos estar seguros que este último trate el gas como real.
6. BIBLIOGRAFÍA
Figueroa R., Patiño L. y Torres O., “Modelado Térmico y Fluidodinámico de Gasoductos”, Ingeniería Química, Marzo 2004,
https://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/11/propiedades-del-gasnatural.html
https://es.slideshare.net/soniaalejandrasanchegomez/propiedades-del-gas
https://image.slidesharecdn.com/ejerciciostipoexamen170207050801/95/ejercicios-tipo-examen-4-638.jpg?cb=1486444425
Ahmed T., “Equations of State and PVT Analysis”, Gulf Publishing Company, 2007.
GPSA, “Engineering Data Book”, 11 th ed. Tulsa, Oklahoma: Gas Processors Suppliers Association, 1998.
Ikoku C., “Natural Gas Production Engineering”, Jhon Wiley & Sons, 1984.
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