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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
1. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL 
 
1.1 INTRODUCCIÓN 
 
El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas. Los gases 
hidrocarburos que normalmente se encuentran en el gas natural son metano, 
etano, propano, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos, 
heptanos, octanos y de gases más pesados. Las impurezas encontradas en el 
gas natural incluyen dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, vapor 
de agua e hidrocarburos más pesados. 
 
La naturaleza del gas natural es tanto orgánica como inorgánica. El primero de 
estos dos grupos lo constituyen compuestos parafínicos, también denominados 
alcanos por la química orgánica. Este grupo de compuestos orgánicos aporta 
normalmente más del 90% en volumen en el análisis normal de una muestra de 
gas natural. El segundo grupo de componentes que forma el gas natural lo 
constituyen los componentes inorgánicos; estos aportan normalmente menos 
del 10% en volumen en una muestra de gas [1]. 
 
Usualmente, el propano y las fracciones de hidrocarburos más pesados son 
removidos en procesos específicos por su alto valor en el mercado, como por 
ejemplo, el gas licuado de petróleo, la gasolina, el diesel y los derivados 
obtenidos en refinerías y en plantas químicas. Referido al flujo de gas en 
sistemas de transmisión para consumo del sector eléctrico, industrial, vehicular, 
comercial y residencial, en muchos casos es una mezcla de metano y etano 
con pequeños porcentajes de propano. 
 
En este capítulo, se hace una revisión de las propiedades físicas del gas 
natural, las cuales son importantes en las etapas de producción y transmisión. 
Las propiedades del gas natural pueden ser determinadas a partir de 
mediciones o pruebas en laboratorio o a partir de cálculos basados en los 
componentes del gas y de las leyes físicas a menudo referidas a reglas de 
mezclas, las cuales permiten relacionar las propiedades de los componentes 
puros con aquellas correspondientes a la mezcla. 
 
 
1.2 COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL 
 
La composición del gas natural no es única. Cada corriente de gas natural tiene 
su composición propia, aún cuando dos pozos productores corresponden a un 
mismo reservorio. Adicionalmente, la corriente de gas producida desde un 
reservorio despresurizado puede cambiar su composición en el tiempo. 
 
En la Tabla 1.1 se presenta tres típicas corrientes de gas natural producidas. 
La corriente del pozo 1 es típica del gas asociado, el cual es producido en 
conjunto con un petróleo crudo. Las corrientes de los pozos 2 y 3 son 
composiciones típicas de gas no asociado producido en pozos de baja y alta 
presión, respectivamente. 
 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Tabla 1.1 Análisis típico de un gas natural (composición en porcentaje en 
moles). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
El gas natural es normalmente considerado como una mezcla de gases de 
hidrocarburos pertenecientes a la familia parafínica. Sin embargo, pueden 
existir elementos pertenecientes a las familias de hidrocarburos cíclicos y 
aromáticos. La Figura 1.1 muestra algunas de estas familias presentes en el 
gas natural. 
 
 
1.3 COMPORTAMIENTO DE FASES 
 
Los reservorios de gas han sido caracterizados de muchas maneras, pero la 
más común es sobre la base de la relación gas-petróleo o gas-oil ratio (GOR) 
en superficie de producción. Usando este método, cualquier pozo (o campo) 
que produce un GOR mayor a 100000 scf/STB (standard cubic feet per stock 
tank barrel o pies cúbicos de gas por barril de petróleo a condiciones estándar) 
es considerado un pozo de gas, una producción con un GOR de 5000 a 
100000 scf/STB representa un pozo de gas condensado y una producción con 
un GOR de 0 a 5000 scf/STB es considerado un pozo de petróleo. En el campo 
pueden encontrarse pozos con similar relación gas-petróleo, los cuales tienen 
diferentes composiciones, existiendo amplios rangos de presiones y 
temperaturas a nivel de reservorio y produciendo con diferentes métodos 
artificiales o naturales. 
 
Los reservorios convencionales de gas son definidos sobre la base de su 
presión y de su temperatura inicial en el reservorio, representados sobre una 
envolvente o diagrama de fases ( )P T− , tal como se muestra en la Figura 1.2. 
En los diagramas de fases o envolventes ( )P T− se muestran los efectos de la 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
presión y la temperatura en el estado físico de un sistema de hidrocarburos. Sin 
embargo, cada corriente de gas con una determinada composición puede tener 
diferente diagrama de fases, pero la configuración es similar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.1 Estructuras de moléculas de algunos hidrocarburos presentes en 
el gas natural (Courtesy Petroleum Extensión Service). 
 
 
En la Figura 1.2, el área encerrada por la línea de los puntos de burbuja o 
bubble point (BP) A-S-C y la línea de los puntos de rocío o dew point (DP) C-D-
T-B a la izquierda debajo, es la región en el cual para una determinada 
combinación de presión y temperatura, ambas fases coexisten en equilibrio. 
Las curvas dentro de la región de dos fases muestran los porcentajes de gas-
líquido para cualquier temperatura y presión. La línea A-S-C-T-B separa la 
región de dos fases de las regiones de una fase. La línea de los puntos de 
burbuja A-S-C separa la región de dos fases de la región de una sola fase 
líquida, mientras que la otra línea de los puntos de rocío C-D-T-B separa de la 
región de una sola fase gaseosa. El punto C donde las líneas de puntos de 
burbuja y rocío se encuentran se denomina punto crítico y la temperatura 
correspondiente se denomina temperatura crítica . cT
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.2 Diagrama de fases presión-temperatura de un fluido en un reservorio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.3 Diagramas de fases de una capa de gas y de una zona de petróleo 
fluyendo. (a) Capa de gas retrógrada, (b) Capa de gas no retrógrada. 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Se considera sobre la Figura 1.2 un reservorio que se encuentra inicialmente a 
3000 psia y 125 ºF representado por el punto 1i. Los subíndices i y a 
representan las condiciones inicial y de abandono del reservorio. Las 
condiciones de presión y temperatura son tales que el estado inicial de los 
hidrocarburos es un líquido, es decir, petróleo. Por tanto, el punto 1i indica un 
reservorio de petróleo. Cuando la presión del reservorio declina 
isotérmicamente como resultado del proceso de producción, el punto de 
burbuja se alcanzará, representado por el punto S, a 2550 psia. Esta condición 
representa la presión más alta a la cual se libera la primera burbuja de gas en 
solución presente en el petróleo. A esta presión también se le conoce como 
presión de saturación. 
 
Para presiones menores, una fase de gas comienza a aparecer. 
Eventualmente, el gas libre fluye hacia el pozo productor, disminuyendo la 
producción del hidrocarburo en fase líquida. La cantidad de gas libre depende 
de la composición del petróleo, a mayor ºAPI del petróleo mayor tendencia a 
liberar gas. Se dice que este tipo de reservorio de petróleo está 
despresurizado, en expansión, etc. 
 
Si la misma mezcla de hidrocarburos está a 2000 psia y 210 ºF, representado 
por el punto 2 en la Figura 1.2, el reservorio sería de petróleo con una capa de 
gas inicial y ambas fases estarían en equilibrio. Una pequeña reducción de 
presión causa la liberación de gas del petróleo, resultando un reservorio de 
petróleo saturado. En la Figura 1.3 se presenta esta condición de equilibrio de 
fases. 
 
Ahora se considera como condición inicial del reservorio una temperatura de 
230 ºF y una presión 3300 psia, representado por el punto 3i en la Figura 1.2. 
Dado que la condición inicial de presión y de temperaturaestán a la derecha 
del punto crítico y fuera de la envolvente, el reservorio inicialmente esta en una 
condición gaseosa. Cuando la producción se inicia y la presión declina, no se 
observan cambios hasta alcanzar el punto de rocío a 2700 psia, punto D. 
 
Analizando la Figura 1.2, un reservorio que se encuentre inicialmente a 
condiciones de presión y de temperatura que lo ubiquen fuera de la envolvente, 
a la derecha del punto crítico C y a la izquierda del punto T o dentro de la 
envolvente marcada con la letra X, puede presentar un comportamiento de 
condensación retrógrada. El punto T es denominado cricondenterma, que es la 
temperatura máxima en el que coexisten en equilibrio las dos fases (por 
ejemplo 300 ºF). El proceso de condensación retrógrada continúa hasta 
alcanzar un máximo de 10% en volumen de líquido, a 2250 psia (punto E). Si la 
producción continúa desde el punto E hasta la presión de abandono 3a , la 
vaporización del líquido retrógrado ocurre. En este ejemplo se ha considerado 
que la composición en el reservorio permanece constante. 
Desafortunadamente, cuando la condensación retrógrada ocurre, la 
composición en el reservorio y su envolvente cambian, incrementando la 
condensación retrógrada de la fase líquida. 
 
Finalmente, se considera un reservorio a 3600 psia y 350 ºF, representado por 
el punto 4i en la Figura 1.3. Como la condición inicial del reservorio está a la 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
derecha del punto crítico y de la cricondenterma, así como fuera de la 
envolvente, su condición corresponde a una fase gaseosa 100%. Cuando la 
presión del reservorio declina isotérmicamente (a lo largo del camino 4i - 4a) 
como resultado del proceso de producción, siempre se encuentra en estado 
gaseoso y además, el fluido en el reservorio no cambia su composición. 
 
 
1.4 GAS IDEAL 
 
Para iniciar con el estudio de las propiedades de los gases reales, se considera 
un fluido hipotético que es un gas ideal. Un gas ideal es un fluido en el cual el 
volumen ocupado por las moléculas es insignificante con respecto al volumen 
ocupado por el total del fluido, no hay fuerzas de atracción o de repulsión entre 
las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que los 
contiene, y todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas, 
es decir, no hay pérdidas en la energía interna en la colisión. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
De acuerdo a la teoría cinética de los gases ideales, las moléculas chocan entre sí 
y con las paredes del recipiente en forma elástica. 
 
A bajas presiones, la mayoría de los gases se comportan como un gas ideal. 
Sin embargo, cuando la presión del gas aumenta, ocurre una gran variación 
entre el volumen real y el volumen ideal del gas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A presiones altas el volumen 
del gas no es despreciable 
frente al recipiente y las 
fuerzas de interacción son 
apreciables. 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Para entender lo que sucede cuando el gas natural esta sometido a cambios de 
presión y temperatura, se debe hacer una revisión de las leyes fundamentales 
para un gas. La nomenclatura es como sigue: 
 
1V = volumen del gas bajo condición inicial, ft3
2V = volumen del gas bajo condición final, ft3
1T = temperatura absoluta del gas bajo condición inicial, ºR (ºF+460) 
2T = temperatura absoluta del gas bajo condición final, ºR (ºF+460) 
1P = presión absoluta del gas bajo condición inicial, psia 
2P = presión absoluta del gas bajo condición final, psia 
 
 
1.4.1 Ley de Boyle 
 
Robert Boyle (1627-1691), durante una serie de experimentos con aire, 
observó la siguiente relación entre la presión y el volumen: si la temperatura de 
una cantidad determinada de un gas se mantiene constante, el volumen variará 
inversamente proporcional a la presión absoluta, escrita en forma de ecuación, 
resulta: 
 
1
2 1
P V
P V
= 2 o o 1 1 2 2P V P V= PV constante= (1.1) 
 
Otra forma de presentar la ecuación 1.1 es: 
 
1
2 1
2
. PV V
P
= (1.2) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Robert Boyle realizó una 
serie de experimentos con 
aire, manteniendo constante 
la temperatura, observó la 
relación entre la presión y el 
volumen. 
 
Ejemplo 1.1. Una cantidad de gas que se encuentra a la presión de 50 psig 
tiene un volumen de 1000 pie3. Si el gas es comprimido a 100 psig, ¿qué 
volumen en pie3 estaría ocupando? Asumir que la presión barométrica es 
14.73 psia y la temperatura del gas permanece constante. 
 
Solución 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
( )
( )
3
1
1
2
1000
50 14.73 64.73
100 14.73 114.73
V pie
P p
P p
=
= + =
= + =
sia
sia
 
 
Sustituyendo en la ecuación 1.2 se tendría: 
 
3
2
64.731000. 564.19
114.73
V p= = ie 
 
 
1.4.2 Ley de Charles 
 
Aproximadamente 100 años después del descubrimiento de la ley de Boyle, 
Jacques A. Charles (1746-1823) y Joseph L. Gay-Lussac (1778-1850) 
independiente descubrieron la ley que usualmente se denomina ley de Charles. 
La ley puede ser enunciada bajo dos formas: 
 
• Si la presión ejercida sobre una cantidad determinada de gas se 
mantiene constante, para cualquier cambio de estado que sufra el gas, 
el volumen variará directamente proporcional a su temperatura absoluta. 
Expresada como ecuación: 
 
1
2 2
V T
V T
= 1 o 1
1 2
2T
V V
=
T o T (1.3) constante
V
=
 
Otra forma de presentar la ecuación 1.3 es: 
 
2
2 1
1
.TV V
T
= (1.4) 
 
 
Jacques A. Charles y Joseph L. 
Gay-Lussac independientemente 
realizaron experimentos sobre 
gases, manteniendo constante la 
presión, observaron la relación 
entre el volumen y la 
temperatura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
• Si el volumen de una cantidad determinada de gas se mantiene 
constante, para cualquier cambio de estado que sufra el gas, la presión 
absoluta variará directamente proporcional a su temperatura absoluta: 
 
1
2 2
P T
P T
= 1 1
1 2
T T
P P
= 2 T constante
P
= (1.5) 
 
Otra forma de presentar la ecuación 1.3 es: 
 
2
2 1
1
.TP P
T
= (1.6) 
 
Ejemplo 1.2. 
 
a) Una masa determinada de gas ocupa un volumen de 500 pie3 cuando la 
temperatura es 50 ºF y la presión es 10 psig. Si la presión se mantiene 
constante pero la temperatura cambia a 100 ºF, ¿cuál será el volumen del 
gas? La presión atmosférica puede ser tomada igual a 14.73 psia. 
 
b) ¿Cuál será la nueva presión del gas para el ejemplo (a) si el volumen 
permanece constante y la temperatura se eleva de 50 a 100 ºF? 
 
Solución 
 
a) 
3
1
1
2
500
50 460 510 º
100 460 560 º
V pie
T R
T R
=
= + =
= + =
 
 
Sustituyendo en la ecuación 1.4 se tendría: 
 
3
2
560500. 549.02
510
V p= = ie 
 
b) 
( )1 10 14.73 24.73P p= + = sia 
 
Sustituyendo en la ecuación 1.6 se tendría: 
 
2
56024.73. 27.15 12.42
510
P psia psig= = = 
 
 
1.4.3 Ley de Boyle y Charles 
 
Las relaciones de las leyes de Boyle y de Charles pueden ser combinadas para 
dar: 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
1 1 2 2
1 2
PV PV
T T
= o PV constante
T
= (1.7) 
 
Esta ecuación es conocida como la ley de Boyle-Charles o como también la ley 
general de los gases. En un cambio de estado del gas, el conocimiento de dos 
de las variables involucradas, permiten conocer el valor de la tercera. Esta es 
una de las relaciones más empleadas porque representa aproximadamente el 
comportamiento de muchos gases a condiciones de temperatura y presión 
atmosféricas o próximas a estas. Una de las desventajas de la ecuación 1.7, es 
que no relaciona el volumen con la masa del gas. 
 
 
Ejemplo 1.3. 
 
a) Cuantos pies cúbicos de un gas ideal, medido a condiciones estándar de 60 
ºF y 14.73 psia, son requeridos para llenar un tanque de 100 pie3 a una 
presión de 40 psig cuando la temperatura del gas en el tanque es 90 ºF? 
La presión atmosférica es 14.4 psia. 
b) ¿Cuál sería la lectura en el manómetro siel tanque del ejemplo (a) es 
enfriado a 60 ºF después de haber sido llenado con el gas ideal? 
 
Solución 
 
a) 
1
2
1
2
3
1
2
40 14.4 54.4
14.73
90 460 550º
520 º
100
?
sc
sc
P p
P P psia
T R
T T R
V pie
V
sia= + =
= =
= + =
= =
=
=
 
 
Sustituyendo en la ecuación 1.7 se tendría: 
 
( )( ) ( )( )
( )3
54.4 100 14.73
550 520
349
sc
sc
V
V pie a condiciones estándar scf
=
=
 
 
b) 
2
3
2
2
60 460 520 º
100
?
T R
V pie
P
= + =
=
=
 
 
Sustituyendo en la ecuación 1.7 se tendría: 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
( )( ) ( )( )2
2
2
54.4 100 100
550 520
51.4
37.0
P
P psia
P psig
=
=
=
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Manómetro tipo Bourdon
 
 
 
1.4.4 Ley de Avogadro 
 
Amadeo Avogadro propuso una ley en el siglo XIX la cual establece que bajo 
las mismas condiciones de presión y temperatura, volúmenes iguales de 
cualquier gas ideal contienen el mismo número de moléculas. Se ha 
demostrado que hay 2.733x1026 moléculas en cada lb-mol de cualquier gas. 
 
A partir de la ley de Avogradro, se puede deducir que la masa de un volumen 
de gas es una función de las masas de las moléculas y que existe un volumen 
en el cual el gas tiene una masa en valor numérico igual a su masa molar. El 
volumen en el cual la masa del gas es igual en valor numérico a la masa molar 
es conocido como volumen molar. Un lb-mol de un gas ideal ocupa 378.6 pie3 a 
60 ºF y 14.73 psia. Estas condiciones de temperatura y presión son 
comúnmente referidas como condiciones estándar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.4.5 Ley de Gases Ideales 
 
La ecuación de estado para un gas ideal puede ser obtenida a partir de la 
combinación de las leyes de Boyle, Charles/Gay Lussac y Avogadro, esta 
ecuación se expresa como: 
 
PV nRT= (1.8) 
donde 
 
P = presión absoluta, psia 
V = volumen, pie3
T = temperatura absoluta, ºR 
n = número de lb-mol, donde 1 lb-mol es la masa molar del gas (lb) 
R = constante universal de los gases, tiene el valor 10.732 psia 
pie3/(lb-mol.ºR) 
 
La ecuación 1.8 es solamente aplicable a presiones cercanas a la atmosférica, 
para la cual fue experimentalmente desarrollada y en la que los gases se 
comportan como gases ideales. 
 
Como el número de libras mol de un gas es igual a la masa del gas dividida por 
la masa molar del gas, la ley de los gases ideales puede ser expresado como: 
 
mPV RT
M
= (1.9) 
donde 
 
m = masa del gas, lb 
M = masa molar del gas, lbm/lb-mol 
 
La ecuación 1.9 puede ser reordenada para determinar la masa, , y la 
densidad, 
m
ρ , del gas: 
PVMm
RT
= (1.10) 
 - 12 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
y 
m PM
V RT
ρ = = (1.11) 
 
 
Ejemplo 1.4. 
 
Calcular el valor de la constante universal de los gases, R , si 1 lb-mol de un 
gas ideal ocupa 378.6 scf (pie3 a condiciones estándar). 
 
Solución 
14.73
378.6
1
520 º
P p
V s
n lb mol
T R
sia
cf
=
=
= −
=
 
Utilizando la ecuación 1.8: 
 
( )( )
( )( ) ( )
3
3
14.73 378.6
10.7 . / .º
1 520 º
psia piePVR psia pie lb mol R
nT lb mol R
= = = −
−
 
 
El valor numérico de R depende de las unidades usadas en la temperatura, 
presión y el volumen. La Tabla 1.2 muestra los valores numéricos de R para 
varios sistemas de unidades. 
 
 
Tabla 1.2 Valores de la constante de gas R en PV = nRT. 
De acuerdo a las unidades listadas, el volumen es 22.4140 litros a 0 ºC y 1 
atm para 1 g mol. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 - 13 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Ejemplo 1.5. 
 
Repita el ejemplo 1.3 usando la ley de los gases ideales, ecuación 1.8. 
 
Solución 
 
a) 
( )( )
( )( )
3
3
54.4 100
0.922
10.732 . / .º 550 º
psia piePVn l
RT psia pie lb mol R R
= = = −
−
b mol 
 
( )( )0.922 378.6 / 349scV lb mol scf lb mol scf= − − = 
 
b) 
( )( )( )
( )
0.922 10.732 520
51.4 37.0
100
nRTP psia psig
V
= = = = 
 
 
1.5 PROPIEDADES DE UNA MEZCLA GASEOSA 
 
Los ingenieros que están relacionados con el sector de gas natural 
principalmente tratan con mezclas gaseosas y raramente con algún 
componente de la mezcla. Dado que el gas natural es una mezcla de 
componentes hidrocarburos, se puede decir que sus propiedades físicas 
variarán en función a los tipos de componentes y cantidades diferentes 
producidas desde los reservorios. 
 
Si se conocen las propiedades de un gas natural se puede determinar el 
comportamiento de la misma bajo diferentes condiciones en los procesos. Si la 
composición de una mezcla es conocida, las propiedades físicas de la misma 
puede determinarse conociendo las propiedades físicas de los componentes 
que forman la mezcla, usando la reglas de Kay. 
 
Las propiedades físicas que mayormente son requeridas del gas natural en los 
procesos son: masa molar, punto de ebullición, punto de solidificación, 
densidad, temperatura crítica, presión crítica, calor de vaporización y calor 
específico. 
 
En la Tabla A.1 se presenta las propiedades físicas para un número 
determinado de componentes hidrocarburos, otras especies químicas y 
algunos gases comunes, tomados de la GPSA Engineering Data Book. 
 
En la Tabla 1.3 se presenta propiedades físicas adicionales para hidrocarburos 
parafínicos, desde el metano hasta el n-decano, incluyendo el isobutano e 
isopentanno. 
 
 
 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
Tabla A.1 Propiedades físicas. Constantes físicas de los hidrocarburos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 - 15 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Tabla 1.3 Constantes físicas de los componentes del gas natural. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.5.1 Composición 
 
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada en fracción 
molar, porcentaje en moles, fracción en volumen, porcentaje en volumen, 
fracción en masa o porcentaje en masa de todos sus componentes. La fracción 
en volumen está basado en los volúmenes de los componentes del gas 
 - 16 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
medidos a condiciones estándar, de modo que la fracción de volumen es 
equivalente a la fracción molar. 
 
La fracción molar, iy , es definida como: 
 
i
i
i
ny
n
=
∑
 (1.12) 
 
donde 
 
iy = fracción molar del componente i 
in = número de moles del componente i 
in∑ = número total de moles de todos los componentes en la mezcla 
 
La fracción volumen, es definida como: 
 
( ) i
ii
i
Vfracción volumen y
V
= =
∑
 (1.13) 
 
donde 
 
iV = volumen ocupado por el componente i a condiciones estándar 
iV∑ = volumen de la mezcla total medido a condiciones estándar 
 
La fracción en masa, iω , es definida como: 
 
i
i
i
m
m
ω =
∑
 (1.14) 
 
donde 
 
iω = fracción en masa del componente i 
im = masa del componente i 
im∑ = masa total de la mezcla 
 
Es fácil de convertir de fracción molar (o fracción en volumen) a fracción en 
masa y viceversa. Estas conversiones se ilustran en los ejemplos 2.6 y 2.7, 
haciendo uso de la hoja de cálculos de Excel. 
 
 
1.5.2 Masa Molar Aparente 
 
El concepto de masa molar aparente o promedio es utilizado para caracterizar 
una mezcla gaseosa. La masa molar aparente de una mezcla gaseosa es un 
propiedad seudo de la mezcla y es definida como: 
 - 17 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
a i iM y M=∑ (1.15) 
 
donde 
 
aM = masa molar aparente de la mezcla 
iy = fracción molar del componente i 
iM = masa molar del componente i 
 
Las leyes de los gases pueden ser aplicadas a mezclas de gases, utilizando la 
masa molar aparente en lugar de la masa molar del componente puro. 
 
 
Ejemplo 1.6. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ejemplo 1.7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 - 18 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Ejemplo 1.8.1.6 COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES 
 
La ley de los gases ideales describe el comportamiento de la mayoría de los 
gases a condiciones de presión y temperatura cercana a las condiciones 
atmosféricas. En muchas situaciones, los ingenieros se enfrentan a 
condiciones operacionales diferentes a las condiciones atmosféricas, de allí 
que las ecuaciones para gases ideales que se trataron anteriormente no 
representan el comportamiento real de un gas, por lo que estos conducirían a 
errores en los cálculos. A presiones moderadas, el gas tiende a comprimirse 
más de lo que predeciría la ley de los gases ideales, particularmente a 
temperaturas cercanas a la temperatura crítica. A presiones elevadas, el gas 
tiende a comprimirse menos de lo que predeciría la ley de los gases ideales. En 
muchas situaciones prácticas de ingeniería, las presiones de interés se ubican 
dentro de un rango moderado. 
 
Para corregir la desviación del volumen medido u observado con respecto al 
volumen calculado usando la ley de los gases ideales, se usa un factor 
empírico Z , denominado factor de desviación del gas. En la literatura, este 
factor a menudo se denomina factor de compresibilidad. 
 
El factor de desviación del gas (factor de compresibilidad) se define como: 
 
( )
Volumen real de n moles
del gas a cierta P y TZ
Volumen ideal calculado de n
moles del gas a la misma P y T
≡ (1.16) 
 
 - 19 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
1.6.1 Ecuación de Estado para un Gas Real 
 
Todos los gases se desvían del comportamiento ideal bajo la mayoría de las 
condiciones de trabajo. Se han realizado numerosos intentos por cuantificar 
estas desviaciones mediante ecuaciones de estado. Mas la ecuación de estado 
para un gas real que comúnmente se usa en la industria es: 
 
PV Z nRT= (1.17) 
 
Las unidades son las mismas que se listaron en la ecuación 1.8; el factor Z , no 
tiene dimensiones y es el factor de desviación. El factor Z puede ser 
interpretado como un término mediante el cual la presión debe ser corregida 
para considerar la desviación con respecto al comportamiento de un gas ideal, 
como se muestra en la ecuación siguiente: 
 
P V nRT
Z
⎛ ⎞ =⎜ ⎟
⎝ ⎠
 (1.18) 
 
También, usando la ley de los gases ideales, ecuación 1.8 y la definición de 
Z , ecuación 1.16, se tiene: 
 
/
VZ
nRT P
= (1.18) 
 
o 
 
PV Z nRT= (1.17) 
 
La ecuación 1.17 puede ser escrita para cierta cantidad de gas, como: 
 
1 1 2 2
1 1 2 2
PV PV
Z T Z T
= (1.19) 
 
donde 
 
1Z = factor de desviación del gas, adimensional, bajo condiciones 1 
2Z = factor de desviación del gas, adimensional, bajo condiciones 2 
 
El factor Z es una función de la presión absoluta y de la temperatura absoluta; 
pero un principal interés puede ser la determinación de Z en función de la 
presión a temperatura constante del reservorio o de transmisión. 
 
La ecuación 1.17 puede ser escrita en términos del volumen específico υ o de 
la densidad ρ y gravedad específica gγ : 
 
Z mRTPV
M
= (1.20) 
 - 20 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Z RTP
M
υ = (1.21) 
 
2.71
aire
aire g
gaire
M MP M P PMPM R
Z RT Z RT Z T Z T
γ γ
ρ
υ
⎛ ⎞ ⎛ ⎞
⎜ ⎟ ⎜ ⎟
⎝ ⎠ ⎝ ⎠= = = = = (1.22) 
 
donde 
 
υ = volumen específico, pie3/lbm
m = masa del gas, lbm
M = masa molar del gas, lbm/lb-mol 
ρ = densidad del gas, lbm /pie3
gγ = gravedad específica del gas (aire=1) 
 
Comparando la densidad de un gas a cualquier presión y temperatura, a la 
densidad del aire a las mismas condiciones da: 
 
( )
( )
/
/
gas gas
aire aire
M Z
M Z
ρ
ρ
= 
 
y en particular, a condiciones estándar de 14.73 psia y 60 ºF: 
 
 
29
gas gas
g
aire aire
M M
M
ρ
γ
ρ
= = = (1.23) 
 
 
1.6.2 El Principio de los Estados Correspondientes [2] 
 
El volumen específico de un gas cualquiera podría estimarse, a cualquier 
presión y temperatura, si se conociera el factor de compresibilidad del gas en 
función de la presión y temperatura, ya que /Z RT PMυ = . En la figura 1.4 se 
muestra una representación gráfica de Z frente a la presión del nitrógeno para 
unos valores dados de temperatura. Las representaciones gráficas para otros 
gases puros serían similares desde el punto de vista cualitativo. Debido a esta 
similitud, se encuentra que todas estas gráficas se podrían reducir a un único 
diagrama si se modificaran las coordenadas. Esta modificación es una 
aplicación de lo que se conoce como el principio de los estados 
correspondientes. El principio postula que el factor Z es aproximadamente el 
mismo para todos los gases cuando éstos tienen la presión y temperatura 
reducidas. Se definen la presión reducida y la temperatura reducida 
como: 
rP rT
 
r
c
PP
P
≡ y r
c
TT
T
≡ (1.24) 
 - 21 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
En estas ecuaciones deben emplearse presiones absolutas y temperaturas en 
kelvin o en grados Rankine. De este modo, para definir un estado reducido de 
una sustancia se emplean la presión y la temperatura críticas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.4 Isotermas del factor de compresibilidad del nitrógeno frente a la 
presión. 
 
 
La validez de un principio como éste debe basarse en evidencia experimental. 
Cuando se representan las isotermas reducidas en un diagrama rT rZ P− , la 
desviación media de los datos experimentales de una gran cantidad de gases 
resulta algo inferior al 5%. La figura 1.5 muestra una correlación de datos 
reales de 10 gases para un número limitado de isotermas reducidas. Cuando 
se ajustan las mejores curvas con todos los datos, se obtiene una gráfica más 
completa, como la de la figura 1.6. Este diagrama de compresibilidad 
generalizado es válido para valores de de 0 a 1.0 y para valores de de 
0.60 a 5.0. Una vez que se ha dibujado el diagrama con datos de un número 
limitado de sustancias, se supone aplicable de forma general a todos los gases. 
rP rT
 
La principal virtud del diagrama de compresibilidad generalizado es que sólo es 
necesario conocer las presiones y temperaturas críticas para predecir el 
volumen específico de un gas real. Se debe insistir en que el diagrama de 
compresibilidad generalizado no debe emplearse en lugar de datos 
experimentales P Tυ precisos. El papel más importante de un diagrama de 
 - 22 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
compresibilidad generalizado es proporcionar estimaciones de comportamiento 
P Tυ en ausencia de medidas precisas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.5 Correlación de datos experimentales en un diagrama de Z 
generalizado. [Gour-Jen Su: Modified Law of Corresponding Status, Ind. Eng. 
Chem. (Ind. Ed.), 38:803 (19446).] 
 
 
Además de la figura 1.6, la figura 1.7 es un diagrama de Z para valores de 
de 0 a 10 y la figura 1.8 para valores de de 10 a 40. 
rP
rP
 
Llegados a este punto, resultan oportunos algunos comentarios adicionales. 
 
Primero, deben destacarse las características generales de los diagramas de 
compresibilidad: 
 
1. En el límite de tendiendo a cero, el valor de rP Z tiende a uno para 
todos los valores de la temperatura reducida. Cuando 0.05 se 
puede utilizar el modelo de gas ideal con un error inferior al 5%. 
rP ≤
2. Para temperaturas reducidas superiores a 2.5, el valor de Z es mayor 
que la unidad a todas las presiones. En estas circunstancias, el volumen 
real es siempre mayor que el volumen del gas ideal a la misma presión y 
temperatura. 
3. Para temperaturas reducidas por debajo de 2.5, las isotermas reducidas 
presentan un mínimo a presiones reducidas relativamente bajas. En esta 
 - 23 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
zona el volumen real es menor que el volumen del gas ideal y es 
importante la desviación del comportamiento como gas ideal. 
4. Cuando es mayor que 10, la desviación del comportamiento de gas 
ideal puede alcanzar varios cientos por ciento. 
rP
 
Segundo, experimentalmentese encuentra que la correlación de los gases 
hidrógeno, helio y neón en un diagrama de compresibilidad generalizado no es 
muy buena. Esta dificultadse supera, para temperaturas superiores a 50 K, 
redefiniendo para estos tres gases la presión reducida y la temperatura de 
modo siguiente: 
r
c
PP
P C
=
+
 y r
c
TT
T C
=
+
 (1.25) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.6 Diagrama generalizado de compresibilidad, 1rP ≤ . [Modificado por 
Peter E. Liley, Chemical Engineering, 94 (1987). Fuente original: E. F. Obert, 
Concepts of Thermodynamics. McGraw-Hill, Inc., (1960)]. 
 - 24 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.7 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones 
bajas. [FUENTE: V. M. Faires, “Problems on Thermodynamics”, Macmillan, 
New York, 1962. Datos de L. C. Nelson y E. F. Obert, Generalized 
Compressibility Charts, Chem. Eng. 61:203 (1954)]. 
 
 
 
Cuando está en atmósferas (o bar) y T en Kelvin, el valor de en ambas 
ecuaciones es 8. 
P C
 
También se puede obtener el factor de compresibilidad cuando se tienen datos 
Tυ o Pυ . Se ha encontrado que para hacer correlaciones es mejor utilizar un 
volumen seudocrítico en la definición de volumen reducido, que utilizar el 
volumen crítico verdadero. Si se define un volumen seudocrítico '
cυ como 
/c cRT P , entonces el volumen seudorreducido '
rυ es igual a: 
 
 ' c
r
c
P M
RT
υυ ≡ (1.26) 
 
De nuevo, sólo se necesita conocer y . En las figuras 1.6, 1.7 y 1.8 
muestran también las líneas de 
cT cP
'
rυ constante. 
 
 - 25 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.8 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones 
altas. (Adaptado de E. F. Obert, “Concepts of Thermodynamics”, McGraw- Hill, 
New York, 1960). 
 
 
Ejemplo 1.9. 
 
En un depósito rígido se introduce etano gaseoso ( )2 6C H a un presión de 34.2 
bar y un volumen específico de 0.0208 m3/kg. Se calienta hasta que se alcanza 
una presión de 46.4 bar. Estime la variación de temperatura en el proceso, en 
kelvin, haciendo uso del diagrama generalizado de Z . 
 
Solución 
 
Datos. Un depósito rígido contiene etano gaseoso. En la figura 1.9 se muestra 
un esquema del dispositivo con lo datos apropiados. 
 
Incógnitas. La variación de temperatura, en kelvin. 
 
Modelo. Sistema cerrado, proceso a volumen constante. 
 
Metodología. Utilizar una línea de '
rυ constante para determinar el valor de 
 en un diagrama de ,2rT Z . 
 - 26 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Análisis. La línea de trazos de figura 1.9 señala el sistema en estudio. La 
variación de temperatura se puede estimar encontrando los valores de de 
los estados inicial y final. Estos valores se obtienen a partir de los valores de 
 y 
rT
rP '
rυ de cada estado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.9 Esquema y datos del ejemplo 1.9. 
 
 
 
Tabla 1.4 Masa molar, constantes críticas y capacidades térmicas 
específicas de gases a 25 ºC y 1 atm de algunas sustancias comunes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 - 27 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
En la Tabla 1.4 da unos valores de presión crítica y temperatura crítica del 
etano de 48.8 bar y 305.4 K, respectivamente y la masa molar es 30.07. De ahí 
que las propiedades reducidas sean: 
 
( )( )( )
( )( )
3
'
3
0.0208 / 48.8 30.07 /
1.20
0.08314 . / . 305.4
c
r
c
m kg bar kg kmolP M
RT bar m kmol K K
υυ = = = 
 
1
,1
34.2 0.70
48.8r
c
PP
P
= = = y 2
,2
46.4 0.95
48.8r
c
PP
P
= = = 
 
Como el volumen es fijo, por lo tanto el volumen específico también es fijo, el 
proceso sigue una línea de '
rυ constante igual a 1.20 desde un valor de de 
0.70 hasta uno de 0.95, como se muestra en la figura 1.10. 
rP
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.10 Representación gráfica en el diagrama de Z de la figura 1.6 del 
proceso del ejemplo 1.9. 
 
Leyendo en la figura 1.6, se encuentra que =1.07 y =1.33 
aproximadamente. Así pues: 
,1rT ,2rT
 
( )( )1 ,1 305.4 1.07 326.8c rT T T K K= = = y ( )( )2 ,2 305.4 1.33 406.2c rT T T K K= = = 
 
Por tanto, la variación de temperatura estimada es igual a: 
 
2 1 406.2 326.8 79.4 79.4 ºT T T K CΔ = − = − = = 
 
Comentario. Como solución alternativa, en el estado 2 del diagrama se lee que 
2Z =0.87. Por lo que: 
 - 28 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
( )( )( )
( )( )
2 2
2
2
46.4 0.0208 30.07
401.2
0.87 0.08314
P MT K
Z R
υ
= = = 
 
Este valor concuerda razonablemente bien con el anterior de 406.2 K. Ambos 
valores dependen de la precisión de la lectura en el diagrama de Z . 
 
 
1.6.3 Correlación de Standing y Katz para el factor Z 
 
En 1941, Standing y Katz presentaron una gráfica, figura 1.11, para el factor de 
compresibilidad basada en datos de condensado de gas y gas. La figura 1.11 
es una correlación del factor de compresibilidad en función de la temperatura 
reducida y presión reducida. Esta gráfica es generalmente confiable para gases 
naturales dulces, siendo necesario corregirla cuando los gases contienen el 
sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono. Esta ha llegado a ser una de las 
correlaciones ampliamente aceptadas en la industria del petróleo. Esta 
correlación requiere conocer la composición del gas o al menos de la gravedad 
específica del gas. 
 
Para usar la correlación de Standing y Katz, es necesario conocer la 
composición del gas o la masa molar para determinar la presión seudo crítica y 
la temperatura seudo crítica, haciendo uso de las reglas de Kay: 
 
Presión seudo crítica, pc i ci
i
P y= P∑ (1.27) 
Temperatura seudo crítica, pc i ci
i
T y= T∑ (1.28) 
Masa molar aparente, a i
i
iM y M=∑ (1.29) 
donde 
 
iy = fracción molar del componente i en fase gaseosa 
ciP = presión seudo crítica del componente i 
ciT = temperatura seudo crítica del componente i 
 
Si la composición de un gas natural no está disponible, la presión seudo crítica 
y la temperatura seudo crítica pueden ser predecidas con solamente conocer la 
gravedad específica del gas. Brown et al., Carr et al. (1948) presentó un 
método gráfico, figura 1.12, para la determinación aproximada de la presión 
seudo crítica y la temperatura seudo crítica de los gases cuando se dispone 
solamente de la gravedad específica del gas. 
 
A partir de la figura 1.12 y de los datos de otras fuentes como de Thomas, 
Hankinson y Phillips, se obtuvieron las siguientes correlaciones: 
 
709.604 58.718pc gP γ= − (1.30) 
 
170.491 307.344pc gT γ= + (1.31) 
 - 29 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Estas ecuaciones se pueden utilizar si las concentraciones de gases ácidos y 
compuestos no hidrocarburos son 3% en mol de , 5% en mol de , o un 
total de impurezas de 7% en mol como máximo. 
2H S 2N
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.11 Factor de compresibilidad para gases naturales (Standing and Katz). 
La gráfica fue el resultado de datos de mezclas binarias de metano y etano, 
propano y butano y datos de gases naturales; además, para masas molares 
promedios de las mezclas no mayores de 40 y para todos los gases 
conteniendo menos del 10% en moles de nitrógeno y menos del 2% en moles 
de la combinación de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. 
 - 30 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.12 Propiedades seudo críticas de gases naturales (Brown et al.) 
 
 
Posteriormente, en 1977, Standing [3] presentó correlaciones matemáticas 
para la correlación gráfica de la figura 1.13: 
 
2677 15.0 37.5pc g gP γ γ= + − (1.32) 
 
2168 325 12.5pc g gT γ γ= + − (1.33) 
 - 31 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco NuñezFig. 1.13 Propiedades seudo críticas de gases naturales. 
Source: GPSA Engineering Data Book, 10 th ed. Tulsa, OK: Gas Processors 
Suppliers Association, 1987. Courtesy of the Gas Processors Suppliers 
Association. 
 
 
 
1.6.4 Factores de compresibilidad para gases naturales de baja masa 
molar 
 
Las figuras 1.14, 1.15, 1.16 muestran los factores de compresibilidad para 
gases naturales que tienen baja masa molar. Estas figuras cubren un amplio 
rango de masas molares (15.95 a 26.10), temperaturas (-70 a 500 ºC) y 
presiones [(hasta 35000 kPa (abs)]. Para gases con masas molares entre las 
masas molares que se muestran en las figuras de 1.14 a 1.16, se puede 
realizar una interpolación lineal para calcular el factor de compresibilidad. 
 - 32 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.14 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar [4]. 
 
 - 33 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.15 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar [4]. 
 - 34 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.16 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar [4]. 
 - 35 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
En general, para la predicción del factor de compresibilidad de un gas con 
menos del 5% en mol de nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, 
es menor de 2% de error. Cuando la masa molar está por encima de 20 y el 
factor de compresibilidad está por debajo de 0.6, se puede tener errores tan 
grandes como del 10%. 
 
 
Ejemplo 1.10. 
 
De un estudio sobre un reservorio de gas, un ingeniero reporta la siguiente 
información: 
 
 
 
Componente iy iM ,ciP psia , ºciT R 
2CO 0.02 44.01 1071 547.91 
2N 0.01 28.01 493.1 227.49 
1C 0.85 16.04 666.4 343.33 
2C 0.04 30.1 706.5 549.92 
3C 0.03 44.1 616.4 666.06 
4i C− 0.03 58.1 527.9 734.46 
4n C− 0.02 58.1 550.6 765.62 
 
 
 
 
 
 
 
Además, se determinó que la presión y la temperatura iniciales del reservorio 
son 3000 psia y 180 ºF, respectivamente. Si el objetivo es conocer las 
propiedades del gas, responda los siguientes apartados: 
 
a) ¿El reporte del ingeniero es confiable? Justifique. 
b) Calcular la gravedad específica del gas utilizando la ecuación 1.23. 
c) Calcular la presión y la temperatura seudo críticas del gas utilizando las 
ecuaciones 1.32 y 1.33. 
d) Determinar el factor de compresibilidad del gas a partir de los resultados del 
apartado (c) y de la figura 1.11. 
e) Calcular la densidad del gas a partir de la ecuación 1.22. 
 
Solución 
 
a) Si nos referimos a los datos de propiedades críticas de los componentes del 
gas que se muestra en la tabla del ejemplo, puede afirmarse que son 
confiables. Esta afirmación es el resultado de la comparación de estos 
datos con los datos de propiedades críticas de otras fuentes. Si bien es 
 - 36 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
cierto que los valores de las propiedades físicas de las sustancias puras 
deben ser únicas, esto no sucede en la realidad, pues una serie de fuentes 
de información se manejan, en revistas, libros y manuales; esto se debe a 
que muchos laboratorios de investigación de propiedades de físicas de 
sustancias puras no han uniformizado sus informaciones de estos tipos de 
datos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 - 37 - 
Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
1.7 VISCOSIDAD DE LOS GASES NATURALES 
 
La viscosidad de un fluido es una medición de la fricción interna (resistencia) 
del fluido en movimiento. La viscosidad dinámica o absoluta μ de un fluido 
Newtoniano está definido como la relación del esfuerzo cortante (fuerza 
tangencial por unidad de área) a su gradiente de velocidad local. 
 
En la figura 1.17 se puede ilustrar un fluido entre dos placas planas, paralelas 
de A , separadas entre si por una distancia , en el cual se aplica una fuerza 
tangencial a la placa superior para poner bruscamente en movimiento con 
una velocidad constante igual a v . A medida que transcurre el tiempo, el fluido 
gana cantidad de movimiento y finalmente, para tiempos relativamente 
grandes, se establece una distribución de velocidad en régimen estacionario o 
estable. 
z
F
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.17 La ley de Newton de la Viscosidad establece que el esfuerzo cortante 
( )/F Aτ = que se propaga a través del fluido es directamente proporcional a su 
gradiente de velocidad local ( ) . /v z∂ ∂
 
 
Las viscosidad dinámica se da usualmente en la unidad de centipoise [10-2 
g/(cm.s) o 6.72x10-4 lbm/(pie.s) ]. Otras unidades: 
 
1 poise = 100 centipoises 
 = 1x106 micropoises 
 = 6.72x10-2 lbm/(pie.s) 
 = 20.9x10-3 lbf.s/pie2 
 
La viscosidad cinemática ν se define: 
 
,,
, g
Viscosidad dinámicaViscosidad cinemática
Densidad
μν
ρ
≡ (1.34) 
 
La viscosidad cinemática es usualmente dada en la unidad de centistokes 
equivalente a 10-2 cm2/s. 
 
La manera más precisa de obtener la viscosidad de un gas es mediante 
mediciones experimentales. Sin embargo, las medidas experimentales resultan 
costosas y requieren tiempo. Usualmente, en la industria petrolera se usan 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
ecuaciones que permiten calcular valores representativos para la viscosidad 
[5]. 
 
La viscosidad de un gas puro depende de la temperatura y presión, pero para 
el caso de mezclas de gases este depende además de la composición de la 
mezcla. Como todas propiedades intensivas, la viscosidad dinámica de un gas 
natural es expresada mediante la siguiente función: 
 
( ), , if P T yμ = (1.35) 
 
Dos métodos populares que son comúnmente usados en la industria del 
petróleo son la correlación de Carr-Kobayashi-Burrows y el método de Lee-
Gonzalez-Eakin, los cuales son descritos a continuación [3]. 
 
 
Método de Carr-Kobayashi-Burrows 
 
Carr, Kobayashi y Burrows (1954) desarrollaron correlaciones gráficas para 
estimar la viscosidad de un gas natural en función de la temperatura, presión y 
gravedad específica. El procedimiento computacional de aplicación se muestra 
a continuación: 
 
Paso 1. Calcular la presión seudo crítica, la temperatura seudo crítica y la 
masa molar aparente a partir de la gravedad específica o de la composición del 
gas natural. Las correcciones a estas propiedades seudo críticas por la 
presencia de gases no hidrocarburos ( , y ) deberían realizarse si 
ellos están presentes en mas de 5 % en moles de concentración. 
2H S 2CO 2N
 
Paso 2. Obtener la viscosidad del gas natural a una atmósfera y a la 
temperatura de interés a partir de la figura 1.18. La viscosidad, denotada por 
1μ , debe ser corregida por la presencia de componentes no hidrocarburos, 
usando los cuadros insertados en la figura 1.18. Las fracciones de no 
hidrocarburos tienden a incrementar la viscosidad del gas. El efecto de los 
componentes no hidrocarburos en la viscosidad del gas natural puede ser 
expresada matemáticamente mediante la siguiente relación: 
 
( ) ( ) ( ) ( )
2 2
1 1 no corregido N CO H S
μ μ μ μ μ= + Δ + Δ + Δ
2
 (1.36) 
 
donde 
 
1μ = viscosidad del gas corregida a 1 atmósfera de presión y 
temperatura de reservorio, cp 
( )1 no corregido
μ = viscosidad del gas no corregido, cp 
( )
2N
μΔ = correcciones a la viscosidad debido a la presencia de 2N
( )
2CO
μΔ = correcciones a la viscosidad debido a la presencia de 2CO
( )
2H S
μΔ = correcciones a la viscosidad debido a la presencia de 2H S
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Paso 3. Calcular la presión y temperatura seudo reducidas. 
 
Paso 4. A partir de la presióny temperatura seudo reducidas obtener la 
relación de las viscosidades ( )1/μ μ de la figura 1.19. El término μ representa 
la viscosidad del gas a las condiciones requeridas. 
 
Paso 5. La viscosidad del gas, μ , a la presión y temperatura de interés, 
es calculada multiplicando la viscosidad, 1μ , a 1 atmósfera de presión y 
temperatura del sistema, por la relación de viscosidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.18 Correlación de la viscosidad de gases hidrocarburos a 1 atm. Source: 
Carr et. al., “Viscosity of Hydrocarbon Gases under Pressure”, Transactions of 
the AIME 201 (1954): 270-275. Permission to publish from the Society of 
Petroleum Engineers of the AIME. © SPE-AIME. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig. 1.19 Correlación de la relación de gases hidrocarburos en función de la 
temperatura y presión seudo reducidas. Source: Carr et. al., “Viscosity of 
Hydrocarbon Gases under Pressure”, Transactions of the AIME 201 (1954): 
270-275. Permission to publish from the Society of Petroleum Engineers of the 
AIME. © SPE-AIME. 
 
 
Ejemplo 1.11. 
 
Un pozo de gas natural produce 15000 pie3/dia. Sabiendo que el gas proviene 
de un reservorio donde el gas natural se encuentra a una presión promedio de 
2000 psia y temperatura promedio de 140ºF y tiene una gravedad específica de 
0.72, calcular la viscosidad del gas natural. 
 
Solución 
 
Paso 1. Cálculo de la masa molar aparente del gas mediante la ecuación 
1.23: 
 
 
29
a a
g
aire
M M
M
γ = = 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
( )( )0.72 29 20.88aM = = 
 
Paso 2. Determinación de la viscosidad del gas a 1 atm y 140 ºF de la 
figura 1.18: 
 
 1 0.0113 cpμ = 
 
Paso 3. Cálculo de la presión y temperatura seudo reducidas. 
 
Primeramente se calcula la presión y temperatura seudo críticas a partir de las 
ecuaciones 1.32 y 1.33: 
 
2677 15.0 37.5 668.36pc g gP pγ γ= + − = sia 
 
 2168 325 12.5 395.52 ºpc g gT Rγ γ= + − =
 
Luego, se calcula la presión y temperatura seudo reducidas a partir de la 
ecuación 1.24: 
 
2000 2.99
668.36pr
pc
PP
P
≡ = = 
 
 600 1.52
395.52pr
pc
TT
T
≡ = = 
 
Paso 4. Determinación de la relación de las viscosidades ( 1/ )μ μ a partir 
de la figura 1.19: 
 
1
1.5μ
μ
= 
 
Paso 5. Cálculo de la viscosidad del gas natural, μ , a la presión y 
temperatura de interés: 
 
( )( ) ( )( )11.5 1.5 0.0113 0.01695 cpμ μ= = = 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Propiedades del Gas Natural Alex Pilco Nuñez 
Bibliografía 
 
[1] Figueroa R., Patiño L. y Torres O., “Modelado Térmico y Fluidodinámico 
de Gasoductos”, Ingeniería Química, Marzo 2004, pags. 83-88. 
 
[2] Wark K. y Richards D., “Termodinámica”, McGraw Hill, 2001. 
 
[3] Ahmed T., “Equations of State and PVT Analysis”, Gulf Publishing 
Company, 2007. 
 
[4] GPSA, “Engineering Data Book”, 11 th ed. Tulsa, Oklahoma: Gas 
Processors Suppliers Association, 1998. 
 
[5] Ikoku C., “Natural Gas Production Engineering”, Jhon Wiley & Sons, 
1984. 
 
 
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