Evitare la formazione di condensati liquidi all'interno delle condutture di trasporto è essenziale per garantire operazioni di processo affidabili. Una temperatura massima consentita del punto di rugiada degli idrocarburi (HCdp) è quindi stabilita nelle specifiche di qualità del gas naturale. Questo parametro viene misurato all'interno dell'impianto di trattamento, dove i liquidi trascinati vengono rimossi e l'HCdp viene ridotto, nonché in tutti i punti di trasferimento della custodia lungo il treno di trasmissione.
Il punto di rugiada degli idrocarburi può essere determinato con due metodi: Stima attraverso il calcolo dell'equazione di stato di una composizione dettagliata del gas o applicando una tecnica di condensazione a specchio raffreddato per determinare l'HCdp tramite misurazione diretta.
La precisione del metodo di calcolo dipende in primo luogo dalla sensibilità dell'analisi della composizione del gas. Il gas naturale trattato conserva tracce di idrocarburi più pesanti che sono predominanti nel determinare la transizione di fase del gas naturale da completamente gassoso a contenente una proporzione di idrocarburi liquidi. Questa transizione avviene alla temperatura HCdp, per qualsiasi pressione definita. Le quantità di alcani di medio ordine come il nonano, il decano, l'undecano e il dodecano, presenti in concentrazioni a una sola cifra mol ppm e sub-ppm, sono di grande importanza nell'indurre la formazione di condensati liquidi durante la riduzione della temperatura del processo o il cambiamento di pressione. Se non si tiene conto correttamente di queste tracce di componenti più pesanti, si avranno grandi variazioni nell'HCdp calcolato rispetto ai risultati di un'analisi completa dei gas o di una misurazione diretta. Una variazione di +/-19.4°C nell'HCdp calcolato può essere attribuita alla caratterizzazione degli idrocarburi pesanti1. Sia la sovrastima che la sottostima di HCdp possono verificarsi durante le operazioni di processo, a seconda della validità del metodo di caratterizzazione rispetto all'effettiva composizione completa del gas. In particolare, ai fini del calcolo dell'HCdp, la norma ISO 23874 richiede un'analisi dei gas di ogni singolo idrocarburo quantificato con sensibilità sub-ppm fino al C12 dodecano compreso. Solo il GC di processo più avanzato ha tale capacità, come il LDetek MultiDetek 2 che utilizza rivelatori di emissione al plasma brevettati. È più comune che tali analisi vengano effettuate in laboratori specializzati. Ciò richiede il prelievo e il trasporto di un campione di gas naturale. È necessario prestare attenzione per garantire l'estrazione di un campione rappresentativo e il mantenimento della validità della composizione fino al punto di analisi, per cui i consigli sono disponibili in ISO 10715 e API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 14.1.
La misura della condensazione diretta dell'HCdp offre l'opportunità di una misura di processo on-line. Il metodo dello specchio raffreddato è un principio fondamentale per la misurazione del punto di rugiada. Le misurazioni periodiche dell'HCdp del gas naturale con strumenti manuali e visivi del punto di rugiada di questo tipo sono state una pratica comune per molti decenni. Il rilevamento opto-elettronico permette di automatizzare il principio dello specchio raffreddato per l'analisi in linea. Uno specchio metallico con superficie incisa permette di rilevare il film trasparente del condensato HC a bassa tensione superficiale con un'alta sensibilità fino a <5mg/m3 di idrocarburi liquidi nel gas2. Questa misura diretta dell'HCdp dipende dalla composizione completa del gas naturale, comprese tutte le minuscole tracce di componenti HC più pesanti che si combinano per formare l'HCdp quando il gas viene raffreddato. Viene quindi determinato un vero HCdp, monitorando accuratamente qualsiasi variazione nella qualità del gas di processo e garantendo che il gas ricevuto/consegnato al trasferimento di custodia sia conforme alle specifiche del gas richieste.
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