Technical evaluation for the proposal of a different cricondentherm limit for the Caribbean coast within Colombian gas quality regulations

Evaluación técnica para la propuesta de un límite diferente en la cricondenterma para la costa caribe dentro de la regulación colombiana de gas

Introducción: La cricondenterma es la temperatura más alta en la cual la fase líquida no se puede formar independientemente de la presión. De acuerdo a la regulación colombiana de transporte de gas natural, no se debe exceder los 7.2°C. Aunque esta restricción es actualmente aplicada en todo el país, es posible proponer un límite diferente para para la costa caribe colombiana. Métodos: En este documento, se analizan los límites actuales de Punto de Rocío de Hidrocarburos (PRH) para gasoductos en varios países del mundo, se revisan las condiciones climáticas de la costa caribe colombiana, y se desarrolla un estudio termodinámico e hidráulico, tomando en cuenta la composición del gas (antes de cualquier tratamiento) para 3 campos de la costa caribe, el perfil de elevación de uno de los gasoductos de la costa caribe y la influencia de las condiciones climáticas en el comportamiento del gas en la tubería. Resultados: Se encontró que algunos países definen su PRH dependiendo de la región donde se transporte el gas. Las simulaciones del gasoducto seleccionado con gases pobres sin ningún tratamiento previo en las peores condiciones ambientales de la costa caribe colombiana muestran que existe una ligera condensación de líquido a 21 ° C, mostrando una brecha con las regulaciones actuales (7.2 ° C) en las cuales se podría proponer una cricondenterma máxima adicional para la costa caribe colombiana. Conclusiones: Se concluye que una nueva cricondenterma para climas cálidos colombianos en la regulación de trasporte actual debería estar entre 10 y 12,8 °C. La propuesta se basa en los resultados obtenidos en simulaciones y que varios de los gasoductos colombianos operan solo en regiones cálidas de Colombia.

1. INTRODUCCIÓN

Dependiendo de la fuente del yacimiento, el gas natural bruto puede tener diferentes composiciones. Normalmente, el gas natural bruto está compuesto por metano (CH₄), otros hidrocarburos ligeros desde el etano hasta el pentano (C₂H₆ a C₅H₁₂), hidrocarburos pesados (C6+), agua (H₂O), dióxido de carbono (CO₂), sulfuro de hidrógeno (H₂S), helio y nitróg​eno [1]. Si los hidrocarburos pesados no se eliminan de la corriente del gas natural bruto antes de su venta a una empresa de transporte, en algún punto del gasoducto, estos compuestos comienzan a condensarse, provocando problemas de corrosión, un aumento de la caída de presión y el arrastre de líquidos en el gasoducto. Estas situaciones pueden provocar problemas de funcionamiento e integridad en los equipos situados aguas abajo en el gasoducto [2].