Evitar condensados líquidos en las tuberías de transporte es esencial para garantizar la fiabilidad de los procesos. Por ello, en las especificaciones de calidad del gas natural se estipula una temperatura máxima permitida del punto de rocío de hidrocarburos (HCdp). Este parámetro se mide en la instalación de procesamiento, donde se eliminan los líquidos arrastrados y se reduce la HCdp, así como en todos los puntos de transferencia de custodia a lo largo del tren de suministro de transporte.
El Punto de rocío de hidrocarburos puede determinarse por dos métodos: Estimación mediante cálculo de la ecuación de estado de una composición detallada del gas o aplicando una técnica de condensación con espejo refrigerado para determinar el HCdp por medición directa.
La Precisión del método de cálculo depende en primer lugar de la sensibilidad del análisis de la composición del gas. El gas natural procesado conserva trazas de hidrocarburos más pesados que son predominantes a la hora de determinar la transición de fase del gas natural de totalmente gaseoso a contener una proporción de hidrocarburos líquidos. Esta transición se produce a la temperatura HCdp, para cualquier presión definida. Las cantidades de alcanos de orden medio, como nonano, decano, undecano y dodecano, presentes en concentraciones de una cifra mol ppm y subppm, son de gran importancia para inducir la formación de condensados líquidos durante la reducción de la temperatura de proceso o el cambio de presión. Si no se tienen en cuenta correctamente las trazas de estos componentes más pesados, se producirían grandes variaciones en la HCdp calculada en comparación con los resultados de un análisis completo del gas o de una medición directa. Una variación de +/-19,4°C en la HCdp calculada puede atribuirse a la caracterización de hidrocarburos pesados1. Tanto la sobreestimación como la subestimación de la HCdp pueden producirse durante las operaciones del proceso, dependiendo de la validez del método de caracterización en comparación con la composición real del gas completo. Concretamente, a efectos del cálculo de la HCdp, la norma ISO 23874 exige un análisis de gas de cada hidrocarburo individual cuantificado con una sensibilidad de sub-ppm hasta el C12 dodecano inclusive. Sólo los GC de proceso más avanzados tienen esa capacidad, como el LDetek MultiDetek 2 utilizando detectores de emisión de plasma patentados. Lo más habitual es que este tipo de análisis se realice en laboratorios especializados. Para ello es necesario tomar y transportar una muestra de gas natural. Hay que tener cuidado para garantizar que se extrae una muestra representativa y que se mantiene la validez de la composición hasta el punto de análisis, para lo cual se dispone de asesoramiento en la norma ISO 10715 y en el capítulo 14.1 del Manual de Normas de Medición del Petróleo de la API.
La medición directa de la condensación de HCdp ofrece la oportunidad de realizar mediciones de procesos en línea. El método del espejo refrigerado es un principio fundamental para la medición del punto de rocío. Las mediciones periódicas del HCdp del gas natural mediante instrumentos manuales y visuales de punto de rocío de este tipo han sido una práctica común durante muchas décadas. La detección optoelectrónica permite la automatización del principio del espejo refrigerado para el análisis en línea. Un espejo metálico con superficie grabada permite detectar la película transparente de condensado de HC de baja tensión superficial con una alta sensibilidad a <5mg/m3 de contenido líquido de hidrocarburo en el gas2. Esta medición directa de HCdp depende de la composición completa del gas natural, incluidas todas las trazas diminutas de componentes de HC más pesados que se combinan para formar el HCdp cuando se enfría el gas. Por lo tanto, se determina una HCdp real, controlando con precisión cualquier variación en la calidad del gas de proceso y garantizando que el gas recibido/entregado en la transferencia de custodia se ajusta a las especificaciones de gas requeridas.
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