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El Gas Natural se mide típicamente en unidades volumétricas, en condiciones de temperatura y presión de superficie, para el flujo en reservorios y tuberías, y en unidades de energía térmica para fines comerciales.
Medición Volumétrica de Gas Natural
Debido a que el gas es muy compresible, su volumen se expande significativamente a medida que pasa de alta presión en un reservorio a condiciones de superficie y luego se contrae de nuevo a medida que se comprime en un gasoducto para la venta (ver Figura 1). Por esta razón, la industria ha establecido condiciones estándar para referirse a todos los volúmenes de gas. En los EE.UU. y muchos otros países se utiliza el Pie Cúbico Estándar (SCF) que se mide a 60°F y una atmósfera o 14.696 psi (libras por pulgada cuadrada) de presión y el Metro Cúbico Estándar, que se mide a 15°C y una atmósfera como se muestra en la Tabla 1. En algunos países europeos la unidad utilizada es el Metro Cúbico Normal (Nm³) que se mide a 0°C y 760 mmHg o una atmósfera de presión. (Note que el metro cúbico es mucho más grande que el pie cúbico: 1 m³ = 35.315 ft3.)
Unit of Gas Volume Measurement | Standard Conditions | Area of Common Usage |
|---|
Standard Cubic Foot (SCF)
| 14.696 psi (1 atmosphere) and 60°F
| USA, Latin America, Africa, Middle East.
|
Standard Cubic Meter (Sm³)
| 100 kPa (0.987 atmosphere) and 15°C
| Europe, Canada, Russia.
|
Conversions: 1 m³ = 35.315 ft³; 1 ft³ = 0.0283 m³ | | |
Tabla 1: Condiciones estándar de gas en varias regiones del globo
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Figura 1: Volumen Actual de 238 SCF de Gas Natural en Reservorio y en Oleoducto.
La figura 1 muestra la compresibilidad del gas natural. El gas tiene un volumen de 1 unidad (pies³ o m³) en el reservorio a una presión de 4,000 psia y 160°F (271.6 atm y 71°C). Cuando se procesa en la superficie a una presión (14.696 psia, 1 atm) y temperatura (60°F), referida como Condiciones Estándar, se expande a 238 unidades, y cuando se comprime en una tubería de alta presión a 1.000 psia de presión y 60°F (67,9 atm y 15°C) se convierte en 3 unidades. En las tres condiciones el ingeniero se referirá al volumen de gas como 238 Unidades Estándar ft³ o m³.
Valor calorífico del gas natural producido
El valor del gas natural para un cliente que lo utiliza como combustible depende de su valor calorífico, normalmente medido en BTUs por unidad de volumen. ( British Thermal Unit: la energía térmica necesaria para elevar la temperatura de una libra de agua en 1 °F ). El valor calorífico del gas natural dependerá de su composición, que se obtiene mediante la medición en laboratorio de una muestra recogida. La medición da como resultado el porcentaje mol, que es igual al porcentaje de volumen en condiciones estándar, de cada componente de la muestra.
Cada componente tiene su propio valor calorífico, expresado en BTU/SCF, que depende del número de átomos de carbono en la molécula. La Tabla 3 muestra la composición de un gas rico, en este caso el campo Hassi R'Mel en Argelia, que contiene una serie de componentes de hidrocarburos, y tres componentes que serán esencialmente eliminados durante el tratamiento (N2, CO2 y H2S). La composición del gas después del tratamiento se calcula sobre la base de una media ponderada de 1.130,9 BTU/SCF.
| | | | |
|---|
Hassi-R'Mel (Algeria) Gas Composition | Gas Composition Mole % | After * Treatment Mole % | Component Gross Heating Value BTU/SCF** | Gas Heating Value BTU/SCF |
|---|
C1
| 83.50 | 89.11 | 1,010 | 900.1 |
C2
| 7.00 | 7.47 | 1,770 | 132.2 |
C3
| 2.00 | 2.13 | 2,516 | 53.7 |
i-C4
| 0.40 | 0.43 | 3,252 | 13.9 |
n-C4
| 0.40 | 0.43 | 3,262 | 13.9 |
C5+
| 0.40 | 0.43 | 4,009 | 17.1 |
N2
| 6.10 | 0.00 | 0 | 0.0 |
CO2
| 0.20 | 0.00 | 0 | 0.0 |
H2S
| 0.00 | 0.00 | 0 | 0.0 |
Total
| 100.00 | 100.00 |
| 1,130.9 |
* Nitrogen, Carbon Dioxide and Hydrogen Sulfide will be removed during treatment. | | | | |
** Source: Engineering Data Book GPSA. | | | | |
Tabla 3: Cálculo del valor calorífico del gas natural.
Debido a que el valor calorífico de este gas es demasiado alto para que la mayoría de los gasoductos lo acepten, debe pasar por el procesamiento del gas para recuperar el propano+ y quizás incluso los componentes del etano+ como líquidos de gas natural ("NGLs"). La extracción de los líquidos provocará cierta contracción en el flujo de gas y un cambio en su composición a metano en su mayor parte y un valor calorífico mucho menor. Típicamente podemos recuperar el 90% del etano y el 100% de los componentes más pesados durante el procesamiento del gas, por lo que el valor calorífico del gas que entra en el gasoducto será de 1.016,3 BTU/SCF, como se muestra en la Tabla 4.
| After Treatment Mole % | Recovery in the Gas % | After Processing Mole % | Gas Composition Mole % | Component Heating Value BTU/SCF | Gas Heating Value BTU/SCF |
|---|
C1
| 89.11 | 100.00 | 89.11 | 99.17 | 1,010.00 | 1,001.62 |
C2
| 7.47 | 10.00 | 0.75 | 0.83 | 1,770.00 | 14.72 |
C3
| 2.13 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
|
|
i-C4
| 0.43 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
|
|
n-C4
| 0.43 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
|
|
C5+
| 0.43 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
|
|
Total
| 100.00 |
| 89.86 | 100.00 |
| 1,016.3 |
Tabla 4: Cálculo del Valor calorífico del gas después del procesamiento del gas.
Debido a que el porcentaje de mol es igual al porcentaje de volumen, al comparar la columna 2 con la columna 4, vemos que la recuperación de líquido redujo el volumen de gas en un 11,14% (100-89,86). También observamos que los 1.000 SCF de gas natural, 1 MCF, contienen 1,0163 millones de BTUs. Si el precio del gas es de $4.00/millones de BTUs entonces usted recibiría $4.065/MCF por su gas. Los líquidos recuperados recibirían un precio equivalente en petróleo.
PD la industria del gas? unos espabilaos, que los españoles sabemos de fisica y no nos engañan
