Uno de los parámetros de medición clave para garantizar la seguridad, la calidad del gas y la eficacia operativa de los sistemas de procesamiento y distribución de gas natural es el punto de rocío de hidrocarburos (HCDP).
El punto de rocío de hidrocarburos (HCDP), también conocido como punto de salida de hidrocarburos líquidos, indica la temperatura a la que los componentes de hidrocarburos pesados empiezan a condensarse en el gas natural cuando éste se enfría a presión constante. Un HCDP más alto indica normalmente que el gas contiene una mayor proporción de componentes de hidrocarburos de orden medio, como etano, propano y butanos, junto con mayores concentraciones de trazas de los vapores de hidrocarburos más pesados asociados al petróleo en el yacimiento de gas de producción.
Si se permite que estos componentes de hidrocarburos más pesados se condensen en forma líquida, pueden crear una serie de problemas:
Para una introducción más detallada al Punto de rocío de hidrocarburos, lea la entrada de nuestro blog, Qué es el Punto de rocío de hidrocarburos?
La causa más común de altos niveles de HCDP se deriva de un procesamiento ineficiente o incompleto del gas natural.
En su estado bruto, el gas extraído de un pozo contiene una compleja mezcla de hidrocarburos. Los elementos más pesados se condensan normalmente reduciendo la temperatura del gas, ya sea mediante un sistema de refrigeración externo o utilizando el proceso Joule-Thompson, en el que el gas se expande para enfriarlo por debajo del punto de condensación. Una vez eliminados los condensados, el gas se vuelve a comprimir antes de su transmisión. Sin embargo, cualquier problema con este proceso dejará elementos más pesados arrastrados en el gas natural o presentes como condensados (a menudo denominados "gasolina natural"), que se transportan aguas abajo. En todos los casos, el resultado es el mismo: un nivel de HCDP superior al especificado en el contrato o en la tarifa.
El gas natural se descomprime y se vuelve a comprimir antes de su transporte.
Los problemas de HCDP suelen manifestarse durante el proceso de distribución. Normalmente se deben a cambios de presión cuando el gas pasa a una red regional o a la puerta de una ciudad, o cuando baja la temperatura de transporte. Estos problemas pueden provocar la condensación de los hidrocarburos del gas natural en distintas fases de la red de distribución, a menudo imprevisibles.
De la descripción anterior se desprende claramente que la calidad del gas natural que se suministra a su destino final depende de un procesamiento y una distribución correctos y, lo que es más importante, de unos procedimientos de medición y control del HCDP precisos y fiables. A su vez, éstos dependen del uso de sensores e instrumentos analíticos avanzados.
Hay varias formas de medir el HCDP. Por ejemplo, con el "Dewscope" de la Oficina de Minas de EE.UU., un método manual y lento para realizar mediciones puntuales que requiere los conocimientos de un operador experimentado para obtener resultados precisos y repetibles. Como alternativa, se puede utilizar un Cromatógrafo de gases o un espectroscopio de ondas evanescentes de fibra óptica patentado. Sin embargo, son opciones caras y de valor limitado.
Los cromatógrafos de gases, por ejemplo, pueden utilizarse teóricamente para medir la HCDP mediante la ecuación de estado. Para obtener un valor exacto se requieren análisis más amplios, que deben incluir los hidrocarburos traza más pesados determinados por la sensibilidad en ppm; esto suele estar fuera del alcance de los instrumentos de proceso en línea que se utilizan normalmente en los sistemas de medición de gas.
En comparación, la mejor práctica en el sector del gas natural es utilizar un analizador de punto de rocío totalmente automático, como nuestro avanzado Condumax II.
Condumax II ha demostrado ser el instrumento HCDP en línea más preciso en múltiples pruebas independientes. El sistema utiliza la tecnología probada de espejo refrigerado "Dark-spot" combinada con la fotodetección directa de condensados de hidrocarburos, para producir niveles excepcionalmente altos de precisión, con una precisión de ± 0,5 °C a una resolución de 0,1 °C.
Diseñado para utilizarse como sistema en línea, Condumax II tiene un tiempo de ciclo de muestreo inferior a diez minutos, es autolimpiable sin necesidad de gases de purga o refrigeración, y está totalmente certificado conforme a las normas IECEx, ATEX, UKCA, cQPSus y GOST Ex.
El uso de instrumentos automáticos de espejo refrigerado Condumax II es clave para el éxito de las operaciones de procesamiento, transmisión y generación de energía de gas natural. Cada Condumax II está respaldado por un servicio de asistencia técnica y calibración en todo el mundo, lo que le garantiza una total tranquilidad, con una eficacia de los sistemas y una calidad del gas natural óptimas en todo momento.
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