Reciprocating compressor lubrication

of the gas stream at the compressor inlet.
4.4.2 - Discharge Manifold 
The previous datasets were for samples collected from the discharge coalescing filter that was 
far downstream and at a much lower temperature than the compressors. This is important to 
note because the gas solubility in the lubricant is highly temperature dependent 
–
the natural 
gas components are much more soluble in the lubricant at lower temperature. Samples were 
later collected from the discharge manifold low point drain, which was much closer to the 
compressors both physically and in terms of operating conditions. The inlet gas composition and 
the dissolved gas composition are shown in Figure 52 and Figure 53 respectively. 

---

82 
Figure 52: Gas composition at compressor inlet on each visit. Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier 
hydrocarbons in gas stream. 
Figure 53: Composition of gas absorbed in the lubricant at the discharge manifold on two visits. Note: Scale is 
logarithmic to show traces of heavier hydrocarbons in gas stream. Small error bars on 6/5 data come from only 
having one data point. 

---

83 
Figure 54: Gas composition entrained in the lubricant as a percentage of the gas stream at the compressor inlet.
Again, a similar trend to the coalescing filter samples is observed with the lubricant absorbing a 
higher amount of the heavier hydrocarbons than methane. Figure 54 shows the percent change 
relative to the inlet gas stream. It is noted that the lubricant absorbs higher proportions of the 
components heavier than methane as indicated by the positive percentages. Note that the 
discharge manifold samples analyzed in this section were preheated prior to depressurization 
and gas analysis.
4.4.3 - Effects of Sample Heating 
Between the February and June site visits, the question was raised as to if heating the samples 
prior to degassing would have any effect on the findings. To investigate this, some samples 
from the June site visits were heated to 100°C (212°F) prior to depressurizing the samples. The 
results of this can be seen in Figure 55.  

---

84 
Figure 55: Gas composition entrained in lubricant collected at the coalescing filter for samples at room temperature 
prior to degassing (left) and samples preheated to 100°C (212°F) prior to degassing (right). Note: Scale is logarithmic 
to show traces of heavier hydrocarbons in gas stream. 
Looking closely at Figure 55 shows that heating the samples prior to depressurizing them 
releases the heavier hydrocarbons in higher concentrations than when the samples were not 
heated. The data shown in Figure 55 compares two samples collected from the discharge 
coalescing filter but a similar trend was observed for samples collected from the discharge 
manifold. 
4.5 - Solubility - Comparison with Previous Work 
The results from the field study were promising but some issues were noted. First, the lubricant 
and gas had been in contact for an unknown amount of time in the field. Second, it was 
unknown if past gas compositions, temperature, or pressures at the field site could affect the 
results. In contrast, the experimental apparatus described in section 3.2 - Experimental Setup 
presented the opportunity to expose the lubricant to a known composition of natural gas for a 
known amount of time under constant conditions. Due to these advantages, diluted lubricant 
samples were also collected from the experiment at the end of two tests conducted with natural 
gas. The samples were analyzed using the methods described in section 4.3 - Sample Analysis. 
The results were then compared to a calculated gas composition assuming ideal mixing based 

---

85 
on the partial pressure of each gas species and the data provided by Seeton (2019). These 
comparisons are shown in Figure 56 and Figure 57.