Punto di rugiada degli idrocarburi

Il punto di rugiada dell'idrocarburo è la temperatura (a una data pressione) alla quale i componenti idrocarburici di qualsiasi miscela di gas ricca di idrocarburi, come il gas naturale, inizieranno a condensarsi fuori dalla fase gassosa. Viene spesso indicato anche come HDP o HCDP . La temperatura massima alla quale avviene tale condensazione è chiamata cricondentherm . Il punto di rugiada degli idrocarburi è una funzione della composizione del gas e della pressione.

Il punto di rugiada degli idrocarburi è universalmente utilizzato nell'industria del gas naturale come un importante parametro di qualità, stabilito nelle specifiche contrattuali e applicato in tutta la catena di approvvigionamento del gas naturale, dai produttori alle società di trasformazione, trasmissione e distribuzione agli utenti finali.

Il punto di rugiada dell'idrocarburo di un gas è un concetto diverso dal punto di rugiada dell'acqua, quest'ultimo è la temperatura (a una data pressione) alla quale il vapore acqueo presente in una miscela di gas si condenserà dal gas.

Relazione con il termine GPM

Negli Stati Uniti, il punto di rugiada degli idrocarburi del gas naturale trasformato e pipeline è correlato e caratterizzato dal termine GPM che è i galloni di idrocarburi liquefatti contenuti in 1.000 piedi cubi (28 m3) di gas naturale a una temperatura e una pressione dichiarate. Quando gli idrocarburi liquefabili sono caratterizzati come componenti di esano o di peso molecolare più elevato, vengono riportati come GPM (C6 +).

Tuttavia, la qualità del gas naturale prodotto grezzo è spesso caratterizzata anche dal termine GPM che significa galloni di idrocarburi liquefatti contenuti in 1.000 piedi cubi (28 m3) di gas naturale grezzo. In tali casi, quando gli idrocarburi liquefabili nel gas naturale grezzo sono caratterizzati come etano o componenti con peso molecolare più elevato, vengono riportati come GPM (C2 +). Allo stesso modo, se caratterizzati come propano o componenti con peso molecolare più elevato, sono riportati come GPM (C3 +).

Bisogna fare attenzione a non confondere le due diverse definizioni del termine GPM.

Sebbene GPM sia un parametro aggiuntivo di un certo valore, la maggior parte degli operatori di pipeline e altri che elaborano, trasportano, distribuiscono o utilizzano gas naturale sono principalmente interessati all'HCDP attuale, piuttosto che a GPM. Inoltre, GPM e HCDP non sono intercambiabili e si dovrebbe fare attenzione a non confondere ciò che ognuno significa esattamente.

Metodi di determinazione dell'HCDP

Esistono principalmente due categorie di determinazione dell'HCDP. Una categoria prevede metodi "teorici" e l'altra prevede metodi "sperimentali".

Metodi teorici

I metodi teorici utilizzano l'analisi dei componenti della miscela di gas (di solito tramite gascromatografia, GC) e quindi utilizzano un'equazione di stato (EOS) per calcolare quale dovrebbe essere il punto di rugiada della miscela a una determinata pressione. Le equazioni di stato Peng – Robinson e Kwong – Redlich – Soave sono le più comunemente usate per determinare l'HCDP nell'industria del gas naturale.

I metodi teorici che utilizzano l'analisi GC soffrono di quattro fonti di errore:

La prima fonte di errore è l'errore di campionamento. Le condotte funzionano ad alta pressione. Per eseguire un'analisi utilizzando un GC di campo, la pressione deve essere regolata verso il basso per avvicinarsi alla pressione atmosferica. Nel processo di riduzione della pressione, alcuni dei componenti più pesanti potrebbero cadere, in particolare se la riduzione della pressione viene eseguita nella regione retrograda. Pertanto, il gas che raggiunge il gascromatografo è fondamentalmente diverso (di solito più magro nei componenti pesanti) rispetto al gas effettivo nella tubazione. In alternativa, se una bottiglia di campionamento viene raccolta per la consegna a un laboratorio per l'analisi, è necessario fare molta attenzione a non introdurre contaminanti nel campione, per assicurarsi che la bombola di campione rappresenti il gas effettivo nella tubazione e per estrarre l'intero campionare correttamente nel GC del laboratorio.
La seconda fonte è l'errore sull'analisi dei componenti della miscela di gas. Un tipico GC di campo presenterà nella migliore delle ipotesi (in condizioni ideali e frequenti calibrazioni) ~ 2% (dell'intervallo) errore nella quantità di ciascun gas analizzato. Poiché l'intervallo per la maggior parte dei GC di campo per i componenti C6 è 0-1% in moli, ci sarà circa lo 0,02% in moli di incertezza nella quantità di componenti C6 +. Sebbene questo errore non cambi di molto il valore di riscaldamento, introdurrà un errore significativo nella determinazione dell'HCDP. Inoltre, poiché l'esatta distribuzione dei componenti C6 + è sconosciuta (la quantità di C6, C7, C8, ...), ciò introduce ulteriori errori nei calcoli HCDP. Quando si utilizza un GC C6 +, questi errori possono raggiungere i 100 ° F o più, a seconda della miscela di gas e delle ipotesi formulate sulla composizione della frazione C6 +. Per il gas naturale di "qualità delle tubazioni", un'analisi C9 + GC può ridurre l'incertezza, poiché elimina l'errore di distribuzione C6-C8. Tuttavia, studi indipendenti hanno dimostrato che l'errore cumulativo può essere ancora molto significativo, in alcuni casi superiore a 30 C. Un'analisi C12 + GC di laboratorio che utilizza un rivelatore a ionizzazione di fiamma (FID) può ridurre ulteriormente l'errore. Tuttavia, l'utilizzo di un sistema di laboratorio C12 può introdurre ulteriori errori, in particolare errori di campionamento. Se il gas deve essere raccolto in una bombola del campione e spedito a un laboratorio per l'analisi C12, gli errori di campionamento possono essere significativi. Ovviamente c'è anche un errore di ritardo tra il momento in cui il campione è stato raccolto e quello in cui è stato analizzato.
La terza fonte di errori sono gli errori di calibrazione. Tutti i GC devono essere calibrati di routine con un gas di calibrazione rappresentativo del gas in analisi. Se il gas di calibrazione non è rappresentativo o se le calibrazioni non vengono eseguite di routine, verranno introdotti errori.
La quarta fonte di errore riguarda gli errori incorporati nell'equazione del modello di stato utilizzata per calcolare il punto di rugiada. Diversi modelli sono soggetti a errori di quantità variabili a diversi regimi di pressione e miscele di gas. A volte c'è una significativa divergenza del punto di rugiada calcolato basato esclusivamente sulla scelta dell'equazione di stato utilizzata.

Il vantaggio significativo dell'utilizzo dei modelli teorici è che l'HCDP a diverse pressioni (così come il cricondentherm) può essere determinato da una singola analisi. Ciò prevede usi operativi come la determinazione della fase del flusso che scorre attraverso il flussimetro, determinare se il campione è stato influenzato dalla temperatura ambiente nel sistema di campionamento ed evitare la formazione di schiuma di ammina da idrocarburi liquidi nel contattore amminico. Tuttavia, i recenti sviluppi nella combinazione di metodi sperimentali e miglioramenti del software hanno eliminato questa carenza (vedi # Approccio sperimentale e teorico combinato | ABB, Thermo-fisher, così come altre società.

Metodi sperimentali

Nei metodi "sperimentali", si raffredda effettivamente una superficie su cui il gas si condensa e quindi si misura la temperatura alla quale avviene la condensa. I metodi sperimentali possono essere suddivisi in sistemi manuali e automatizzati. I sistemi manuali , come il tester del punto di rugiada del Bureau of Mines, dipendono da un operatore per raffreddare manualmente lentamente lo specchio freddo e per rilevare visivamente l'insorgere della condensa. I metodi automatizzati utilizzano controlli e sensori automatici di raffreddamento dello specchio per rilevare la quantità di luce riflessa dallo specchio e rilevare quando si verifica la condensa attraverso cambiamenti nella luce riflessa. La tecnica dello specchio freddo è una prima misura di principio. A seconda del metodo specifico utilizzato per stabilire la temperatura del punto di rugiada, potrebbero essere necessari alcuni calcoli di correzione. Poiché la condensa deve necessariamente essersi già verificata per poter essere rilevata, la temperatura riportata è inferiore rispetto all'uso di metodi teorici.

Simile all'analisi GC, il metodo sperimentale è soggetto a potenziali fonti di errore. Il primo errore è nel rilevamento della condensa. Un componente chiave nelle misurazioni del punto di rugiada dello specchio freddo è la sottigliezza con cui è possibile rilevare la condensa - in altre parole, più sottile è il film quando viene rilevato, meglio è. Un dispositivo manuale a specchio freddo si affida all'operatore per determinare quando si è formata una nebbia sullo specchio e, a seconda del dispositivo, può essere altamente soggettivo. Inoltre, non è sempre chiaro ciò che sta condensando: acqua o idrocarburi. A causa della bassa risoluzione che è stata tradizionalmente disponibile, l'operatore è stato incline a riportare il punto di rugiada, in altre parole, a riportare la temperatura del punto di rugiada al di sotto di quello che è effettivamente. Ciò è dovuto al fatto che quando la condensa si era accumulata abbastanza da essere visibile, il punto di rugiada era già stato raggiunto e superato. I più moderni dispositivi manuali consentono una precisione di reporting notevolmente migliorata. Esistono due produttori di dispositivi manuali e ciascuno dei loro dispositivi soddisfa i requisiti per gli apparecchi di misurazione del punto di rugiada definiti nel Manuale ASTM per l'analisi degli idrocarburi. Tuttavia, esistono differenze significative tra i dispositivi, inclusa la risoluzione ottica dello specchio e il metodo di raffreddamento dello specchio, a seconda del produttore.

I dispositivi automatici a specchio refrigerato forniscono risultati significativamente più ripetibili, ma queste misurazioni possono essere influenzate da contaminanti che possono compromettere la superficie dello specchio. In molti casi è importante incorporare un efficace sistema di filtrazione che prepara il gas per l'analisi. D'altra parte, la filtrazione può alterare leggermente la composizione del gas e gli elementi del filtro sono soggetti a intasamento e saturazione. I progressi della tecnologia hanno portato ad analizzatori meno colpiti dai contaminanti e alcuni dispositivi possono anche misurare il punto di rugiada dell'acqua che può essere presente nel gas. Una recente innovazione è l'uso della spettroscopia per determinare la natura del condensato al punto di rugiada. Interferometria laser di un altro dispositivo per la registrazione di quantità estremamente basse di condensa. Si afferma che queste tecnologie sono meno colpite dalle interferenze da contaminanti. Un'altra fonte di errore è la velocità del raffreddamento dello specchio e la misurazione della temperatura dello specchio quando viene rilevata la condensa. Questo errore può essere ridotto al minimo controllando la velocità di raffreddamento o disponendo di un sistema di rilevamento rapido della condensa.

I metodi sperimentali forniscono solo un HCDP alla pressione alla quale viene eseguita la misurazione e non possono fornire il cricondentherm o l'HCDP ad altre pressioni. Poiché il cricondentherm del gas naturale è in genere di circa 27 bar, attualmente sono disponibili sistemi di preparazione del gas che regolano la pressione di ingresso su questo valore. Sebbene, poiché gli operatori di condutture desiderano spesso conoscere l'HCDP alla loro attuale pressione di linea, la pressione di ingresso di molti sistemi sperimentali può essere regolata da un regolatore.

Ci sono strumenti che possono essere azionati in modalità manuale o automatica dalla società Vympel.

Le aziende che offrono un sistema di specchio refrigerato automatizzato includono: Vympel, Ametek, Michell Instruments, ZEGAZ Instruments e Bartec Benke (modello: Hygrophil HCDT).

Approccio sperimentale e teorico combinato

Una recente innovazione è quella di combinare il metodo sperimentale con quello teorico. Se la composizione del gas viene analizzata da un C6 + GC, e un punto di rugiada viene misurato sperimentalmente a qualsiasi pressione, il punto di rugiada sperimentale può essere utilizzato in combinazione con l'analisi GC per fornire un diagramma di fase più esatto. Questo approccio ha superato il principale difetto del metodo sperimentale che non conosce l'intero diagramma di fase. Un esempio di questo software è fornito da Starling Associates.