Liquidos de Gas Natural
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALESCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA
EVALUACIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL MEDIANTE LA EXPANSIÓN CON VÁLVULAS JT
Por:
Rhona Carolina Ramirez Ramos
PROPUESTA DE PROYECTO DE GRADO Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de Especialista en Ingeniería de Gas Natural
Sartenejas, Diciembre de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALESCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA
EVALUACIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL MEDIANTE LA EXPANSIÓN CON VÁLVULAS JT
Por:Rhona Carolina Ramírez Ramos
Realizado con la asesoría de:Profesor Alexis Bouza
PROPUESTA DE PROYECTO DE GRADOPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título deEspecialista en Ingeniería de Gas Natural
Sartenejas, Diciembre de 2008
CAPITULO I
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El gas natural es una de las fuentes de energía más utilizadas a nivel mundial y también una de
las más limpias, el manejo del mismo desde el pozo hasta el usuario final comprende etapas de
extracción de componentes líquidos, eliminación de contaminantes, compresión y transporte. La
extracción de componentes líquidos es una etapa importante de la cadena de valor del gas natural
debido a que, aún cuando el gas natural está formado principalmente de metano, puede incluir
también etano, propano, butano y pentanos. La separación o extracción de dichos compuestos
además de ser necesaria para el control del punto de rocío de hidrocarburos, y de esta manera
evitar la condensación de los mismos durante el transporte, es de interés económico debido a que
estos componentes tienen un alto valor cuando son vendidos por separados (Mokhatab, Poe &
Speight, 2006).
De acuerdo a la Natural Gas Supply Association, Asociación de Suplidores de Gas Natural,
(http://www.naturalgas.org), actualmente la remoción de líquidos del gas natural puede ser
realizada mediante dos técnicas: La absorción, y los procesos de refrigeración, entre los cuales
uno de ellos corresponde a la refrigeración por expansión isoentálpica. Ambos métodos permiten
recuperar casi toda la fracción pesada de los líquidos, sin embargo las fracciones livianas como el
etano, son más difíciles de extraer mediante la absorción. Los procesos de refrigeración, sin
embargo, permiten la separación de las fracciones más livianas de los líquidos, al producir la
condensación de las mismas por una disminución de la temperatura. Se tiene que la expansión
isoentálpica a través del efecto Joule-Thomson (JT) como parte de los procesos de refrigeración
es uno de los métodos más sencillos para realizar dicho enfriamiento.
Aún cuando la expansión isoentálpica es uno de los métodos más sencillos para realizar esta
separación en la industria del gas natural, los estudios del efecto JT han sido realizados
principalmente para aplicaciones de refrigeración comercial, como parte del ciclo de
refrigeración, o para los conocidos criocoolers (Jianlin, 2008), entre otras. Hoy en día no se ha
desarrollado un estudio enfocado en el efecto sobre la recuperación de líquidos del gas natural a
través de la expansión mediante una válvula JT, cuando se varía las condiciones como presión,
temperatura y composición de la mezcla de gas natural a la entrada de la planta de enfriamiento,
y de esta manera poder determinar si la expansión es el método más adecuado para recuperar los
líquidos cuando se tienen ciertas condiciones del gas natural. Esta situación lleva al
planteamiento de la pregunta de investigación siguiente:
¿De qué manera la presión, temperatura y composición de mezclas de gas natural, a la entrada
de la planta de extracción, afectan o influyen sobre la eficiencia de recuperación de líquidos del
gas natural mediante la expansión a través de válvulas JT?
1.2 ANTECEDENTES
Kortekaas, Peters y Arons (1997) realizaron estudios en los que investigaron el calentamiento
debido a la expansión de condensados de gas provenientes de yacimientos de alta presión y alta
temperatura provocado por la inversión Joule-Thomson, de igual manera evaluaron la manera
específica en la que influían las condiciones del yacimiento y la composición del fluido en el
efecto de calentamiento. En este trabajo los autores modelaron la expansión isoentálpica de los
condensados de gas presentados en trabajos previos (Pedersen et al., 1988, 1989 y Aasberg,
Petersen & Stenby, 1991, citados en Kortekaas, Peters & Arons, 1997) utilizando las ecuaciones
de estado cúbicas Peng-Robinson (PR) y Soave-Redlich-Kwong (SRK).
Debido a que el gas natural es un fluido multicomponente los autores calcularon la curva de
inversión de Joule-Thomson aplicando reglas de mezclado para determinar los parámetros de las
ecuaciones de estado y resolviendo dichas ecuaciones con la ecuación determinada por la
condición para la cual el coeficiente de JT es igual a cero, lo que determina la inversión. Estos
autores encontraron que la temperatura de los condensados de gas descritos puede incrementarse
debido al efecto de inversión de Joule-Thomson y que tanto la presión del yacimiento como la
composición del fluido afectan de manera importante el incremento de la Temperatura. De las
dos ecuaciones de estado utilizadas para realizar el cálculo de la curva de inversión los autores
determinaron que en general la ecuación de estado de SRK es la que da una mejor aproximación
a las curvas de inversión determinadas por Dilay y Heidemann (1986).
Estudios previos y posteriores han sido realizados para calcular la curva de inversión de Joule-
Thomson tanto para fluidos puros como mezclas multicomponentes, utilizando diversas
ecuaciones de estado cúbicas. Entre estos estudios encontramos: Gunn, Chueh y Prausnitz (1966)
determinaron una correlación empírica para determinar una curva de inversión útil para diversos
gases criogénicos comunes incluyendo el helio y el hidrógeno, y especialmente útil para mezclas
de gases, para esto utilizaron data publicada previamente, y utilizando el Teorema de los Estados
Correspondientes, en el cual se expresa que el factor de compresibilidad es función de la
temperatura y presión reducida, graficaron la curva de inversión en coordenadas de PR y TR, lo
que lleva a una curva que es válida para todos los gases. Este estudio está restringido a gases que
son moléculas esféricas y pequeñas, con factores acéntricos cercanos a cero.
Miller (1970) examinó la habilidad de las ecuaciones de estado cúbicas Van der Waals
(VDW), Dieterici generalizada, Redlich-Kwong (RK) y Martin, para predecir la curva de
inversión de fluidos simples con factores acéntricos cercanos a cero. Juris y Wenzel (1972)
determinaron la curva de inversión utilizando las ecuaciones de estado VDW, Dieterici, Virial,
Berthelot, RK, Beattie-Bridgeman (BB), Benedict-Webb-Rubin (BWR) y Martin-Hou,
encontrando que la ecuación que mejor se ajusta a la curva de inversión empírica, incluso en la
región de densidades altas, es la de RK. Dilay y Heidemann (1986) utilizaron las ecuaciones de
estado SRK, PR, Perturbed-Hard-Chain (PHC) y Lee-Kesler (LK) para calcular la curva de
inversión para fluidos simples, encontrando que la ecuación de LK es la que da una mejor
aproximación para la región sensible de la curva de inversión, que corresponde a la rama de alta
temperatura.
Wisniak y Avraham (1996) investigaron la capacidad de las ecuaciones de estado: VDW, RK,
Soave y PR, en predecir de manera matemática la curva de inversión experimental para el
nitrógeno; ellos encontraron que la ecuación de estado de RK dio los mejores resultados globales
en predecir la curva de inversión experimental para el N2. Darwish y Al-Muhtaseb (1996)
compararon las ecuaciones de estado RK, Peng-Robinson (PR) Modificada por Melhem et al.,
Trebble-Bishnoi (TB) y Jan-Tsai en su capacidad de predicción de la curva de inversión del
metano con la generada de data experimental y la correlación empírica, obteniendo que las
ecuaciones de RK y PR Modificada por Melhem et al. fueron las más confiables a presiones
reducidas debajo de 9,5 y 10, respectivamente. Maghari y Matin (1997) usaron cinco ecuaciones
de estado del tipo VDW: Adachi-Lu-Sugie (ALS), Kubic-Martin (KM), Yu-Lu (YL), Twu-Coon-
Cunningham (TCC) y Deiters, para predecir la curva de inversión, los resultados obtenidos por
ellos muestran que solamente la ecuación de Deiters representa bien la curva en la rama de alta
temperatura.
Matin y Haghighi (2000) usaron modificaciones más recientes de las ecuaciones de estado de
Patel-Teja Modificada (PTM), Peng-Robinson Modificada por Melhem-Saini-Goodwing (MPR),
Iwai-Margerum-Lu (IML), Redlich-Kwong Modificada por Souahi-Sator-Albane-Kies-Chitoure
(MRK), y la ecuación de Trebble-Bishnoi (TB); ellos encontraron que de estas ecuaciones, la de
TB comparativamente da las mejores predicciones, mientras que la MRK da las peores
predicciones en la región de alta temperatura y en el pico de las curvas de inversión.
Colina y Olivera-Fuentes (1998), realizaron estudios para mostrar como una ecuación de
estado cúbica puede ser desarrollada para dar una predicción arbitrariamente exacta de la curva
de inversión sin sacrificar la consistencia termodinámica, este desarrollo fue aplicado a las
ecuaciones VDW, RK y PR, utilizando como data la disponible para aire. En este estudio los
autores correlacionaron una función de cohesión para altas temperaturas, la cual fue usada para
calcular la curva de inversión de JT encontrando que esta permitía obtener curvas con una
desviación pequeña de los valores experimentales.
Estudios más recientes señalan la determinación de la curva de inversión para mezclas
bifásicas (Nichita & Leibovici, 2006), en este estudio se determinó la curva de inversión Joule-
Thomson (CIJT) para mezclas en la región de dos fases, utilizando la forma general de una
ecuación de estado cúbica de dos parámetros, y definiendo un coeficiente de JT aparente. El
procedimiento descrito en este trabajo fue aplicado a tres mezclas: condensado de gas del mar del
norte, crudo en el yacimiento y condensado de gas pobre. Los autores obtuvieron como resultado
que en el plano P-T, las regiones donde el calentamiento o enfriamiento ocurre por la expansión
isoentálpica de mezclas, están separadas por una curva continua la cual tiene al menos dos ramas,
la rama correspondiente a la CIJT de una sola fase, y una rama correspondiente a la envolvente
de fase, y para algunas mezclas una tercera rama que corresponde a la CIJT aparente en la región
de dos fases.
Finalmente estudios más recientes han sido realizados para determinar la CIJT utilizando las
modificaciones de las ecuaciones de estados más recientes, como los desarrollados por Haghighi,
Laee, y Matin (2003), Haghighi, Hussaindokht, Bozorgmehr, y Matin (2007), Leibovici y Nichita
(2007), Nasrifar y Boland (2006), y Wisniak (1992).
1.3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA
El gas natural es uno de los recursos energéticos más utilizados a nivel mundial, éste tiene
numerosas aplicaciones a nivel residencial, comercial, industrial, en el sector de transporte, y en
la generación eléctrica; siendo el sector industrial el que posee una mayor proporción del uso del
gas natural seguido del uso para generación eléctrica.
En el caso de Estados Unidos el uso del gas natural en el sector industrial para los meses abril
a septiembre del año 2008 ocupó en promedio un 32% del total del consumo de gas natural; sin
embargo, el sector de generación eléctrica ocupó en promedio un consumo del 38% del total.
Para los años 2002 a 2007, el porcentaje del total del consumo de gas natural ocupado por el
sector industrial correspondió a un 31%, mientras que el porcentaje ocupado por el sector de
generación eléctrica fue de 26% del consumo total, de acuerdo a la Energy Information
Administration, EIA Oficina de Información de Energía (http://www.eia.doe.gov/).
De acuerdo a Bonadonna (2004) en Venezuela para el año 2002, el consumo de gas natural en
el sector eléctrico ocupo un 33% del total de la producción nacional y el consumo en el sector
industrial fue de 41%, representado por las industrias petroquímicas y las industrias siderúrgicas
con un valor de 22% y 19% respectivamente.
Cada uno de estos usuarios requiere unas especificaciones determinadas del gas natural, por lo
cual el proceso de producción tiene puntos específicos en la cadena de valor del gas natural
destinados a cumplir con dichos requerimientos. La cadena de manejo del gas natural está
conformada por etapas de exploración, extracción, compresión, tratamiento, procesamiento,
transporte, y distribución hasta llegar a los usuarios finales. De estas etapas de manejo y
transformación que sufre el gas hasta llegar a los usuarios finales, una de las que tiene como
objetivo tratar el gas para cumplir con las especificaciones establecidas es el procesamiento. El
procesamiento del gas natural se refiere a la remoción de líquidos del gas natural utilizando
procesos de extracción.
Según Mokhatab, Poe y Speight (2006), la extracción puede ser realizada a través de procesos
de refrigeración; entre los cuales menciona: la refrigeración mecánica, la auto- refrigeración o
refrigeración mediante la expansión a través de válvulas JT, la refrigeración criogénica que
utiliza el mismo principio de refrigeración por expansión, pero utilizando una turbina de
expansión, procesos de absorción, adicionalmente incluye procesos de adsorción en lecho sólido
y finalmente procesos de separación por membranas.
El proceso de auto-refrigeración o refrigeración a través de la expansión isoentálpica es uno de
los más sencillos y requiere del menor capital de inversión, sin embargo si se requiere un alto
diferencial de presión para alcanzar la recuperación deseada requerirá una planta de compresión a
la salida de la planta de extracción lo que aumenta los costos de inversión.
Como se estableció previamente en el planteamiento del problema, la extracción de los
compuestos como etano, propano, butanos y pentanos, que conforman los líquidos del gas
natural, además de ser necesaria para cumplir con especificaciones de punto de rocío de
hidrocarburos, con el fin de evitar la condensación de los mismos durante el transporte lo que
podría llevar a problemas en las tuberías, es altamente rentable debido a que estos compuestos
tienen un mayor valor cuando son vendidos por separados. El etano por ejemplo es usado para la
producción de etileno, el cual es la materia prima para la elaboración de polietileno; entre los
principales usos del propano se encuentran: para las plantas petroquímicas o como combustible.
El isobutano es utilizado como alimentación para la producción de gasolina reformulada y como
alimentación para la producción de oxido de propileno, y el n-butano puede ser utilizado
predominantemente en gasolina, como componente de mezcla o a través de isomerización a
isobutano (Kidnay & Parrish, 2006).
Debido a las numerosas aplicaciones para los compuestos obtenidos del fraccionamiento de
los líquidos del gas natural presentadas, se tiene que es necesario maximizar la recuperación de
los mismos. Por lo tanto, la selección del método de extracción más adecuado y que sea
económicamente factible es de gran importancia en el diseño y desarrollo de facilidades de
producción de gas natural. La selección del método va a depender de la eficiencia de
recuperación que se requiere, y esta eficiencia para los diferentes métodos puede verse afectada
por las condiciones del gas natural a la entrada de la planta de extracción. Por esto, es necesario
disponer de estudios de sensibilidad para determinar cómo afectan dichas condiciones en la
eficiencia de recuperación cuando se utiliza una válvula JT, y de esta manera puedan ser
incluidas como variables en la matriz de selección.
Es por todo lo descrito que el estudio de la influencia de la variación de las condiciones de
presión, temperatura y composición aplicadas al método de expansión criogénica a través de
válvulas que utilizan el efecto Joule-Thomson en dicha expansión es altamente importante, ya
que esto permitiría disponer de data que al analizarla puede ayudar a la ponderación al momento
de decidir si esta expansión sería la adecuada o no para obtener la recuperación deseada de
líquidos del gas natural.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General
Evaluar cómo afectan las condiciones de proceso, presión, temperatura y composición a la
entrada de una planta de extracción, en la eficiencia de recuperación de líquidos del gas natural
en un proceso de enfriamiento a través de una válvula de expansión Joule-Thomson, partiendo de
mezclas conocidas de gas natural.
1.4.2 Objetivos Específicos
Familiarización con el proceso de enfriamiento por expansión a través de válvulas JT.
Selección de las mezclas de gas natural reportadas en la literatura a ser utilizadas en la
evaluación.
Selección de la o las ecuaciones de estados para calcular el locus de los puntos de
inversión del coeficiente JT.
Cálculo de curva de inversión de Joule-Thomson mediante la o las ecuaciones de estado
seleccionadas.
Validación del o los modelos termodinámicos con puntos experimentales publicados en
la literatura.
Elaboración de un análisis de sensibilidad del efecto de la variación de las condiciones
del proceso sobre la recuperación de líquidos condensados.
1.5 MARCO TEÓRICO
1.5.1 Gas Natural
1.5.1.1 Definición
El gas natural es uno de los recursos energéticos más usados a nivel doméstico en industrial.
Es un gas incoloro, inodoro, insípido y más ligero que el aire en su forma pura. Es una mezcla
compleja de hidrocarburos con una cantidad mínima de compuestos inorgánicos, entre los
componentes principales del gas natural se encuentran el metano, etano, propano, butanos y
pentanos, y una pequeña fracción de hidrocarburos más pesados. Entre los compuestos
inorgánicos que se pueden encontrar en el gas natural se encuentran: dióxido de carbono (CO2),
sulfuro de hidrógeno (H2S) y nitrógeno (N), los cuales son considerados impurezas del gas
natural (Da Silva, 2007).
1.5.1.2 Origen
Geólogos y químicos concuerdan que el petróleo y el gas natural se originan de la materia
orgánica proveniente de restos de plantas y animales que se acumulan en el lecho de mares y
lagos junto con los sedimentos que forman las rocas sedimentarias. Los procesos por los cuales el
material orgánico es convertido en combustibles fósiles no se comprenden del todo. Se cree que
los factores que contribuyen en dicha formación son: acción bacterial, elevadas presiones durante
la compactación, calor, y destilación natural en las profundidades; posiblemente la adición de
hidrógeno proveniente de fuentes profundas, presencia de catalizadores y tiempo (Allison and
Palmer, 1980, citado en Guo & Ghalambor, 2005).
La teoría orgánica establece, que el gas natural también puede ser formado a través de la
transformación de la materia orgánica por pequeños microorganismos, este tipo de metano es
conocido como metano biogénico. Los metanógenos, pequeños microorganismos productores de
metano, rompen químicamente la materia orgánica para producir el metano. Estos
microorganismos se encuentran comúnmente en áreas cercanas a la superficie de la tierra en los
que no hay presencia de oxígeno, estos microorganismos también viven en los intestinos de la
mayoría de los animales, incluyendo los humanos. Esta teoría establece que la formación del
metano toma lugar cerca de la superficie de la tierra, y este se disipa usualmente en la atmósfera,
sin embargo en ciertas circunstancias, puede ser atrapado bajo tierra y se recupera como gas
natural. Un ejemplo de la teoría del metano biogénico, lo representa el gas de los vertederos. Los
rellenos sanitarios donde se almacenan los desechos producen una cantidad de gas natural
relativamente grande, proveniente de la descomposición del material de desecho que se encuentra
en dichos campos.
Una teoría alternativa que trata de describir la formación del metano, es la de los procesos
abiogénicos; es decir, debido a la presencia de numerosos gases ricos en nitrógeno a grandes
profundidades que gradualmente se escapan a la superficie de la tierra, pueden interactuar con los
minerales en ausencia de oxígeno, de la cual puede resultar una reacción que forme los
compuestos del gas natural (http://www.naturalgas.org).
1.5.1.3 Localización
El gas natural formado se encuentra acumulado en el subsuelo, en estructuras geológicas
denominadas trampas. Las trampas pueden ser de origen estructural, producidas por pliegues y
fallas, o de origen estratigráfico. Estas formaciones están hechas de capas de rocas porosas y
sedimentarias (similares a una esponja que absorbe el gas) selladas en el tope con una capa de
roca densa, no porosa e impermeable denominadas rocas sellos. Esta capa impermeable de rocas
mantiene el gas natural atrapado bajo la tierra, y si estas formaciones son lo suficientemente
grandes forman lo que se conoce como yacimientos, caracterizados por un sistema de presión
natural.
Una definición que se encuentra comúnmente asociada a la producción de combustibles fósiles
es la de campo, un campo es un área que consiste de uno o más yacimientos todos relacionados a
la misma estructura geológica. Se diferencia de lo que se conoce como piscinas, ya que estas
contienen uno o más yacimientos en estructuras geológicas aisladas. Los yacimientos pueden ser
clasificados como yacimientos de gas, yacimientos de condensado, yacimientos de gas-petróleo,
y yacimientos de gas libre (Guo & Ghalambor, 2005).
1.5.1.4 Usos
El gas natural tiene una amplia variedad de aplicaciones a nivel residencial, industrial,
comercial, en el sector petroquímico y de la generación eléctrica.
El gas natural es una de las fuentes de energía más baratas disponible para el consumo
residencial, entre los mayores usos se encuentra la calefacción y para la cocina. Las aplicaciones
comerciales incluyen calentamiento del espacio, enfriamiento y calentamiento de agua para
empresas públicas y privadas, edificios de oficinas, escuelas, hoteles y restaurantes, entre otros.
Las aplicaciones en petroquímica y a nivel industrial incluyen el uso del gas natural como
materia prima para la elaboración de productos como plásticos, fertilizantes, anticongelantes,
metanol entre otros. La iluminación es uno de los principales usos a nivel industrial, además se
utiliza para calefacción, enfriamiento, tratamiento de desechos, incineración, precalentamiento de
metales, secado y deshumidificación, fundición de vidrio, procesamiento de alimentos y como
combustible para calderas industriales.
En el uso para el sector de generación eléctrica se pueden mencionar las unidades de
generación de vapor, las turbinas de gas centralizadas, unidades de ciclo combinado, generación
distribuida, microturbinas y celdas de combustible
Finalmente uno de los usos que se ha ido masificando es el de gas natural para combustible de
vehículos, en la forma de gas natural vehicular, debido a que los productos obtenidos de la
combustión del gas natural son menos perjudiciales que los obtenidos de la combustión de la
gasolina.
1.5.1.5 Cadena de manejo del gas natural
Da Silva (2005) establece que la cadena de manejo del gas natural incluye etapas de
exploración, extracción, compresión, tratamiento, procesamiento, transporte y distribución hacia
los usuarios finales. A continuación se presenta una breve descripción de las etapas que
conforman la cadena de valor del gas natural y más adelante se describe detalladamente la etapa
en la que se enfoca el presente trabajo.
Exploración : es una etapa muy importante del proceso, se refiere a la localización de
los yacimientos de gas mediante la aplicación de diversas tecnologías y métodos de
análisis de data geológica, y exploraciones sísmicas, entre otras. Esto permite realizar
mapas de gas que permiten ubicar con un menor grado de incertidumbre los posibles
yacimientos de gas.
Extracción : Cuando los posibles yacimientos de gas natural han sido localizados el gas
natural libre se extrae realizando perforaciones en la roca. Los equipos empleados para
dichas perforaciones van a depender de la localización del yacimiento así como del
tipo y la naturaleza de la roca. Una vez que se ha perforado el yacimiento, el gas
natural, que puede estar asociado, es producido en conjunto con petróleo y agua, esta
mezcla llega a un cabezal o múltiple en la estación de flujo; luego de allí se dirigen a
los separadores donde ocurre la separación gas-líquido y finalmente cada una de las
corrientes es tratada por separado.
Compresión : una vez separado la fase líquida del gas, éste pasa por una serie de
separadores para eliminar los líquidos y condensados para de allí pasar a una serie de
compresores donde se les aumenta la presión entre 600 y 1200 psig.
Tratamiento : esta etapa se refiere a aplicar procesos de endulzamiento y deshidratación
para alcanzar las especificaciones de calidad en cuanto a composición de H2S, CO2 y
agua, con la finalidad de minimizar la corrosión en tuberías y equipos.
Procesamiento : se refiere a la remoción de líquidos del gas natural, denominados
procesos de extracción, en el cual por efectos criogénicos, de refrigeración mecánica o
absorción se retiran los compuestos más pesados presentes en el gas natural. Estos
líquidos separados son sometidos luego a procesos de fraccionamiento.
Transporte y distribución : una vez que el gas natural es acondicionado hasta alcanzar
las especificaciones requeridas por los usuarios finales éste pasa a un sistema de
transmisión para ser transportado hacia la zona donde será utilizado. Este transporte
puede ser realizado de varias maneras: a través de gasoductos y por buques en forma
de gas natural licuado.
1.5.2 Extracción de Líquidos del Gas Natural
Los procesos de remoción de los hidrocarburos pesados de la corriente de gas natural se
conocen como extracción de líquidos del gas natural. Estos hidrocarburos líquidos, conocidos
como líquidos del gas natural (LGN) están conformados principalmente por etano, propano,
butanos y gasolina natural. La recuperación de dichos componentes se requiere no solo para el
control de punto de rocío de hidrocarburos en la corriente de gas natural, con el fin de evitar la
formación de una fase líquida durante el transporte y asegurar la especificación para una entrega
y combustión segura, sino también debido a que estos componentes son una fuente atractiva de
ingresos, ya que tienen un valor significativamente más grande cuando son vendidos por
separados.
El nivel deseado de recuperación de LGN es establecido muchas veces por la diferencia entre
el precio de venta de este como líquido y como combustible, lo que se conoce como valor de
reducción.
El comportamiento de fases del gas natural es función de la presión y temperatura. Cualquier
enfriamiento que se realice fuera de la zona de condensación retrógrada, inducirá la condensación
y llevará a la obtención de líquidos del gas natural (Mokhatab, Poe & Speight, 2006). Basados en
este comportamiento se describen los diferentes procesos:
1.5.2.1 Procesos de refrigeración
1.5.2.1.1 Refrigeración mecánica:
La refrigeración mecánica es el proceso más simple y más directo para la recuperación de
LGN. La refrigeración mecánica o externa es suplida por un ciclo de refrigeración y compresión
de vapor que utiliza propano como el refrigerante y compresores centrífugos o reciprocantes para
mover el refrigerante desde las condiciones de operación de baja presión a las de alta presión.
En la figura 1.1 se presenta un esquema de este tipo de proceso, en este esquema puede verse
que el gas de entrada es pre-enfriado en el intercambiador de calor gas-gas usando la corriente de
gas de salida del separador, para así de este modo aprovechar parte de la energía utilizada para la
refrigeración. El enfriador es una unidad de tubo y carcasa tipo “Kettle”, en el cual el gas pasa
por los tubos y le transmite la energía al líquido refrigerante que rodea los tubos. El refrigerante
se vaporiza y deja el enfriador esencialmente como vapor saturado. Si hay presente agua, la
formación de hidratos es prevenida por la inyección de un inhibidor de hidratos, como el metanol.
Figura 1.1 esquema del proceso de refrigeración mecánica (Geist, 1985, citado en Mokhatab,
Poe & Speight, 2006).
1.5.2.1.2 Auto-refrigeración:
Como se observa en la figura 1.2 en oposición a la refrigeración externa, en los procesos de
auto-refrigeración el gas de entrada es pre-enfriado usando el gas tratado, a través de un
intercambiador gas-gas, y luego se enfría aún más por una expansión isoentálpica, o expansión
Joule-Thomson, a través de una válvula, esto produce que los hidrocarburos pesados y el agua
condensen. En este proceso el comportamiento no ideal del gas de entrada causa que la
temperatura del gas disminuya con la reducción de presión, y el cambio de temperatura depende
principalmente de la caída de presión.
Los líquidos condensados son removidos en uno o más separadores para alcanzar las
especificaciones de presión de vapor y composición, el gas de salida del separador de baja
temperatura, que satisface dichas especificaciones es calentado usando el gas de entrada. En
muchos casos el gas tratado debe ser comprimido nuevamente a la presión de la línea de
distribución requerida, ya que ha sido expandido hasta una presión más baja, esto penaliza el
proceso debido a que tiene que tomarse en cuenta el requerimiento de potencia de recompresión.
Por esto el proceso es favorecido cuando el gas es producido a una muy alta presión y puede ser
expandido hasta la presión de la línea de distribución sin necesidad de compresión.
Figura 1.2 esquema del proceso de auto-refrigeración (Brands & Rajani, 2001, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006)
El enfriamiento en este proceso está limitado con frecuencia por la temperatura de formación
de hidratos a la presión aguas arriba de la planta de extracción, a menos que se le inyecte un
inhibidor de hidratos, como por ejemplo, el metanol o glicol. En este caso, el condensado
compuesto de hidrocarburos y glicol húmedo son calentados y separados en un separador
trifásico, luego de esto el glicol puede ser regenerado en una columna despojadora.
Este proceso es muy efectivo si el objetivo es recobrar etano o mayor cantidad de propano que
la obtenida por refrigeración mecánica, la auto-refrigeración es aplicable particularmente para
volúmenes de gas pequeños, de 5 a 10 MMSCFD (Russell, 2001, citado en Mokhatab, Poe &
Speight, 2006).
1.5.2.1.3 Refrigeración Criogénica:
Cuando la presión disponible es insuficiente para alcanzar el punto de rocío requerido con el
proceso de auto-refrigeración, la refrigeración criogénica puede ser considerada. Los procesos de
refrigeración criogénica se usan tradicionalmente para la recuperación de líquidos del gas natural,
debido a que aún cuando tienen un alto costo de capital poseen bajos costos operacionales; sin
embargo, contienen numerosas partes movibles y son complicadas de operar (Ewan et al., 1975)
En la figura 1.3 se muestra un esquema de este tipo de plantas, las mismas se caracterizan por
el uso de una turbina de expansión, en sustitución del enfriador y de la válvula JT usada en la
refrigeración mecánica y la auto-refrigeración respectivamente, por lo cual son conocidas como
plantas turbo-expansoras.
Figura 1.3 esquema del proceso refrigeración criogénica (Ewan et al., 1975, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006).
El gas que entra a la planta se expande, esta energía proporcionada por la expansión es suplida
en forma de trabajo a la turbina, lo que produce una reducción de la entalpía del gas, y de esta
manera se alcanza una disminución de la temperatura aún mayor que la alcanzada por el procesos
JT simple (entalpía constante). La turbina puede estar conectada a un compresor, el cual vuelve a
comprimir el gas con una pequeña pérdida en la presión total.
1.5.2.2 Procesos de absorción en aceite pobre:
El método de absorción para recuperación de líquidos del gas natural es muy similar al usado
para endulzamiento y para deshidratación. En este caso se utiliza un aceite pobre como medio de
absorción, el cual tiene una gran afinidad por los hidrocarburos pesados (C3 – C7+). En la figura
1.4 se muestra un esquema de este tipo de plantas, el gas a ser procesado es puesto en contacto
con el aceite de absorción (aceite pobre) en una columna empacada o de platos, la cual opera
típicamente a la temperatura ambiente y a una presión cercana a la del gas de venta.
Figura 1.4 esquema de una planta de absorción con aceite (Rojey et al., 1997, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006).
El gas que sale por el tope es enviado hacia los consumidores finales, mientras que el aceite
ahora rico en hidrocarburos pesados se expande para liberar la mayor parte del metano absorbido,
y luego se dirige hacia el sistema de regeneración. La recuperación de líquidos es típicamente
99% del butano y la gasolina natural, 65-75% del propano, y 15-25% del etano contenido en el
gas (Spletter & Adair, 2001, citado en Mokhatab, Poe & Speight, 2006).
1.5.2.3 Procesos de adsorción en lecho sólido:
Este método usa adsorbentes, como sílica gel o carbón activado para adsorber los
hidrocarburos pesados presentes en el gas natural. El esquema de procesos de este tipo de plantas
se presenta en la figura 1.5.
Figura 1.5 esquema de una planta de adsorción en lecho sólido (Foglietta, 2004, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006).
El proceso es continuo respecto al gas, pero cíclico respecto al lecho adsorbente, debido a que
este debe ser regenerado cuando se satura con los hidrocarburos. La regeneración se hace
utilizando gas caliente reciclado, los líquidos del gas natural es recuperado de éste mediante el
enfriamiento, condensación y separación de fases. Este proceso es apropiado para
concentraciones bajas de hidrocarburos pesados en el gas de alimentación, o para gas a presiones
cercanas a la cricondenbara.
1.5.2.4 Procesos de separación por membranas:
Los procesos de separación por membrana ofrecen una solución simple y de bajo costo, como
alternativa a los procesos de refrigeración y criogénicos, para la remoción y recuperación de los
LGN. En la figura 1.6 se muestra un esquemático de este tipo de plantas, en esta membranas
pernean selectivamente los hidrocarburos pesados en comparación al metano. Los hidrocarburos
perneados son recuperados como líquidos después de la recompresión y condensación. La
corriente retenida, baja en contenido de hidrocarburos pesados es enviada como la corriente de
gas a venta.
Figura 1.6 esquema de una planta de separación por membranas (Foglietta, 2004, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006).
Las membranas utilizadas para este tipo de procesos son hechas principalmente de polímeros
vítreos, los cuales exhiben una buena selectividad difusional; sin embargo, se han desarrollado y
comercializado nuevas membranas de tipo elástica (Lokhandwala & Jacobs, 2000, citado en
Mokhatab, Poe & Speight, 2006). Estos sistemas son estos sistemas son muy adecuados para
aplicaciones costa afuera.
1.5.3 Coeficiente de Joule-Thomson y Curva de Inversión Joule-Thomson
El coeficiente de Joule-Thomson adiabático es definido como la variación de la temperatura
con la variación de la presión por la expansión adiabática:
(1.1)
Esto representa la pendiente de las curvas isoentálpicas en el plano P-T. La curva de inversión
Joule-Thomson (CIJT) es el lugar geométrico en dicho plano, para el cual el coeficiente JT es
igual a cero; es decir, donde la temperatura no varía con las expansiones isoentálpicas. Esta
condición corresponde al punto máximo de las isoentalpas para una temperatura dada (Nichita &
Leibovici, 2006).
La curva de inversión tiene forma parabólica y exhibe un máximo o pico de presión de
inversión a una temperatura intermedia (Haghighi, Laee & Matin, 2003). Esta curva separa las
regiones en las que el enfriamiento o calentamiento ocurre, ya que dentro de la región bordeada
por la curva la temperatura decrece cuando la presión decrece, resultando en un efecto de
enfriamiento JT (μ> 0). Fuera de la región bordeada, la expansión provocará un aumento de la
temperatura y por lo tanto un efecto de calentamiento JT (μ< 0) (Miller, 1970).
Existe por lo tanto, una temperatura de inversión máxima, Tinvmax a una presión P= 0, la cual es
obtenida extrapolando la condición de inversión a cero presión. De igual manera, la curva pasa a
través de una Presión de inversión máxima, Pinvmax para una temperatura que depende de la
naturaleza del gas, esto puede verse en la figura 1.7. A presiones mayores que la presión de
inversión máxima μ es siempre negativo (Wisniak, 1999).
Figura 1.7 Ejemplo de una curva de inversión y las líneas isoentálpicas para diferentes
experimentos de expansión adiabática hecho para diferentes condiciones (Wisniak, 1999).
En general, la curva de inversión Joule-Thomson se extiende desde una temperatura de
inversión mínima, obtenida por el cruce de la CIJT con la línea de presión de vapor, hasta una
temperatura máxima que corresponde al límite de gas idea a una densidad y presión igual a cero
(Miller, 1970).
Nichita y Leibovici (2006) presentan el tratamiento matemático requerido para la derivación
de la ecuación de la curva de inversión, encontrada comúnmente en los estudios relacionados con
la determinación de la misma (Juris & Wenzel, 1972; Dilay & Heidemann, 1986; Geană &
Feroiu, 1992; Darwish, Shaheen, & Al-Muhtaseb, 1996; Maghari & Matin, 1997; Kortekaas et
al., 1997; Colina & Olivera-Fuentes, 1998; Matin & Haghighi, 2000; Haghighi, Laee & Matin,
2003; Haghighi, Hussaindokht, Bozorgmehr, & Matin, 2007). Para ello utilizan la ecuación 1.1,
expresan el diferencial total de entalpía en función de la presión y temperatura H(P,T), y en
función de la variación de entropía y presión, y finalmente aplicando la relación de Maxwell,
obtienen que la forma de la CIJT es:
(1.2)
La curva de inversión JT puede ser calculada aplicando la condición de inversión dada por la
ecuación 1.2 a cualquier ecuación de estado, y siguiendo dos caminos: calculando T para un
volumen adimensional (x=v/b) dado, como lo hace Dilay y Heidemann (1986), o calculando x
para cada valor de T, y luego los valores correspondientes de P se obtienen resolviendo la
ecuación de estado.
La forma general de una ecuación de estado cúbica es:
(1.3)
En esta ecuación los valores de a(T), b, d y c van a depender de la ecuación de estado
seleccionada. Darwish, Shaheen, y Al-Muhtaseb (1996), presentan las derivadas de las
ecuaciones de estado utilizadas en sus estudios al aplicarles la condición de inversión, y los
valores correspondientes de a(T), b, d y c, de igual manera lo hacen Matin y Haghighi (2000).
Para el cálculo de la curva de inversión de mezclas de N componentes, los parámetros de
cohesión a(T), y de covolumen b, se calculan a partir de los parámetros de los componentes puros
ai y bi, aplicando reglas de mezclado clásicas, las cuales vienen dadas por las ecuaciones:
(1.4)
(1.5)
Donde, xi y xj son las fracciones molares de los componentes, los kij y lij sin los parámetros de
interacción binaria entre los componentes i y j.
Nichita y Leibovici (2006), establecen que si la mezcla multicomponente se encuentra en dos
fases al realizar la expansión isoentálpica es necesario calcular la CIJT para la región bifásica. El
coeficiente de JT definido por la ecuación 1.1 aplica de igual manera para una mezcla bifásica.
Para lo cual se define un coeficiente de Joule-Thomson aparente, asumiendo que la expansión de
la mezcla desde una sola fase hasta un estado bifásico es isoentálpica:
(1.6)
En esta definición del coeficiente JT aparente se incorporan dos efectos: el efecto isoentálpico,
y el efecto de la división de las fases. Por lo tanto se establecen dos aproximaciones para el
cálculo del mismo:
La aproximación volumétrica se deriva una ecuación similar a la presentada para una sola
fase, pero incluyendo el Vt como volumen total que incluye el volumen de la fase líquida y el
volumen de la fase gas.
El algoritmo de resolución de esta aproximación implica asumir que si la CIJT existe en la
región de dos fases, encontrar un punto (T,P) en dicha curva requiere la solución de un sistema no
lineal de nc+1 ecuaciones (correspondientes a las nc ecuaciones de equilibrio termodinámico y la
condición de inversión en la cual el coeficiente aparente μ* =0), con nc+1 incógnitas (nik con k=
L o G, e i=1, nc, y con alguna de las dos condiciones P o T).
Este sistema puede ser resuelto usando iteraciones anidadas por el método de Newton-
Raphson, en la cual el flash PT se resuelve en el lazo interno, para calcular los nik y la corrección
de P o T en el lazo externo. En este cálculo el primer valor de TI es el obtenido de la intersección
del punto (P,T) de una sola fase con el borde del diagrama de fases.
La aproximación entálpica: variación de entalpía en esta aproximación se expresa la
entalpía como la suma de las dos contribuciones, el término ideal y el de la entalpía residual para
una mezcla bifásica. El coeficiente de JT aparente es expresado como función de la variación de
la entalpía total, luego para calcularlo se utiliza un algoritmo similar al presentado previamente
por la aproximación volumétrica.
La aproximación entálpica; flash isoentálpico otra opción presentada es determinar la
CIJT en la región bifásica, realizando cálculos de flash isoentálpicos con especificaciones de
(P,H) con las variables desconocidas T y niL o niG realizando una serie de flash en el lazo interno y
una corrección de T hasta alcanzar la especificación H=Hesp en el lazo externo.
1.5.4 Expansión Isoentálpica
Para realizar la expansión isoentálpica de mezclas multicomponentes es necesario verificar la
presencia de dos o más fases, Nagy (citado en Kortekaas et al., 1997) aplica el criterio del plano
tangente para verificar la estabilidad de las fases. Para esto se verifica la estabilidad de la fase
inicial, si esta se encuentra en una sola fase, se toma un estimado inicial de la temperatura final
(T1°) usando el coeficiente JT para un estado inicial (P0, T0). Se verifica la estabilidad de las fases
en dicho punto hipotético (P1, T1°), y si se presenta una fase el sistema se resuelve mediante la
corrección iterativa de la temperatura hasta igualar la entalpía en el estado inicial y en el estado
final.
Si por el contrario se presentan dos fases en el estado inicial o en el punto hipotético, se realiza
un flash isoentálpico para calcular la temperatura final, así como la cantidad de las fases
presentes y la composición de las fases, en ambos casos presentados la estabilidad de la fase es
verificada de igual manera en la fase final (Kortekaas et al., 1997). Una opción alterna para
determinar si hay presencia de dos fases es realizar un flash isoentálpico en el punto final para
determinar la temperatura final, la cual se compara con la obtenida de la curva JT para un valor
de presión deseada, hasta igualar dichos valores. Del cálculo de flash se obtienen la cantidad y
composición de las fases.
Los cálculos de flash permiten a su vez determinar la entalpía a las condiciones de saturación
(punto de burbuja y punto de rocío). La entalpía de un fluido puede ser calculada por la suma de
dos contribuciones, principalmente la entalpía de gas ideal Hig, y la entalpía residual Hres:
(1.7)
(1.8)
Donde T0 es la temperatura de referencia, escogida arbitrariamente, y H0ig es la entalpía de gas
ideal calculada a esa temperatura. CPig es la capacidad calórica de gas ideal la cual se obtiene de
la ecuación:
(1.9)
Valores de los Cp,1-Cp,4 pueden ser obtenidos de la literatura para los componentes livianos, y
las siguientes ecuaciones para las fracciones pesadas:
(1.10)
(1.11)
(1.12)
(1.13)
Donde CF y K se calculan con las ecuaciones:
(1.14)
(1.15)
La entalpía de gas residual se calcula utilizando la misma ecuación de estado que se selecciona
para el cálculo de la curva de inversión de Joule-Thomson.
1.6 DISEÑO EXPERIMENTAL, PROCEDIMIENTOS Y EQUIPOS A UTILIZAR
Para la consecución de los objetivos planteados se establece la siguiente metodología a seguir
durante el desarrollo del proyecto:
Revisión bibliográfica en las bases de datos de publicaciones periódicas disponibles en
la Biblioteca Central de la Universidad Simón Bolívar y en la Biblioteca Marcel Roche
del Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas (IVIC) para:
o Selección de las composiciones típicas de gas natural que serán utilizadas para los
estudios de sensibilidad planteados.
o Recopilación de data experimental de los coeficientes de Joule-Thomson para
mezclas de gas similares a la mezcla de gas natural, presentadas en estudios
previos.
o Determinación de la ecuación o ecuaciones de estado a utilizar para calcular la
curva de inversión de Joule-Thomson (CIJT) de mezclas, para las distintas
composiciones seleccionadas previamente. Para esto se estudiarán las ecuaciones
de estados más comunes utilizadas en estudios previos en los artículos
encontrados, y se analizará cuales ecuaciones presentan un mejor ajuste de la data
experimental utilizada en dichos estudios y que puedan ser aplicables al fluido
objeto del presente estudio.
Cálculo de las curvas isoentálpicas utilizando las ecuaciones de estado seleccionadas
previamente.
Cálculo de las curvas de inversión Joule-Thomson para las mezclas de gas seleccionadas
mediante las ecuaciones de estado elegidas, a las cuales se les aplicará la condición de
inversión presentada en el marco teórico y se determinarán los puntos en el plano P-T.
Validación de las curvas de inversión obtenidas con los datos experimentales
presentados en la literatura, mediante la determinación de la desviación estándar entre
los puntos de la curva experimental y los puntos de la curva obtenida mediante las
ecuaciones de estado seleccionadas.
Se realizará el estudio de sensibilidad para determinar la influencia de las variables,
presión, temperatura y composición, sobre la eficiencia de recuperación de los líquidos
del gas natural:
o En el primer estudio de sensibilidad se fijarán las condiciones de presión a la
entrada y salida de la planta de extracción, y la temperatura de entrada y se
utilizarán las composiciones seleccionadas previamente, se ubicará dicho punto
sobre la curva de inversión determinada para cada una de las composiciones, y
siguiendo la línea de entalpía constante en dicha curva se determinará la
temperatura final alcanzada mediante la expansión isoentálpica.
o En el segundo estudio se seleccionará una de las composiciones trabajadas
previamente y se fijará la temperatura de entrada, la presión de salida requerida
aguas abajo de la planta de extracción y se variará la presión de entrada; de esta
manera se determinará las temperaturas alcanzadas en la expansión al seguir las
líneas de entalpía constante en la CIJT.
o Finalmente para la misma composición seleccionada en el segundo estudio de
sensibilidad, se fijarán las presiones de entrada y de salida requerida aguas debajo
de la planta de extracción y se variará la temperatura de entrada. Para cada una de
las temperaturas seleccionadas se ubicarán los puntos en la CIJT y realizando la
expansión isoentálpica se determinará la temperatura final alcanzada por la
expansión.
Para cada una de las evaluaciones realizadas se realizarán los cálculos de flash
adiabáticos para determinar la composición y la cantidad de líquidos obtenidos mediante
la expansión isoentálpica en válvulas JT.
Finalmente una vez obtenidos todos los resultados, los mismos serán graficados y
analizados para determinar cómo influye la presión, la temperatura y la composición en
la temperatura final obtenida al realizar la expansión isoentálpica, y la eficiencia de
recuperación de los líquidos del gas natural.
Los materiales que se requerirán para el desarrollo de la metodología planteada se limitan a
una computadora con sistema operativo Windows, Microsoft Office, y un paquete de
programación que permita agilizar los cálculos desarrollados para la resolución de las ecuaciones
de estado en la determinación de las curvas isoentálpicas y los coeficientes de inversión Joule-
Thomson.
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