Procesamiento de gas natural

El procesamiento de gas natural es una serie de procesos industriales diseñados para purificar el gas natural crudo _eliminando contaminantes como sólidos, agua , dióxido de carbono ( CO₂ ), sulfuro de hidrógeno (H₂S ₎ , mercurio e hidrocarburos de mayor masa molecular ( condensado ) para producir gas natural seco de calidad para gasoductos ^{[ 1 ]} para su distribución y uso final. ^{[ 2 ]} Algunas de las sustancias que contaminan el gas natural tienen valor económico y se procesan o venden posteriormente. Los hidrocarburos que son líquidos en condiciones ambientales: temperatura y presión (es decir, pentano y más pesados) se denominan condensado de gas natural (a veces también llamado gasolina natural o simplemente condensado ).

El gas natural crudo proviene principalmente de tres tipos de pozos: pozos de petróleo crudo , pozos de gas y pozos de condensado . El petróleo crudo y el gas natural a menudo se encuentran juntos en el mismo yacimiento. El gas natural producido en pozos con petróleo crudo generalmente se clasifica como gas disuelto asociado, ya que el gas ha estado asociado o disuelto en el petróleo crudo . La producción de gas natural no asociada con petróleo crudo se clasifica como "no asociada". En 2009, el 89 por ciento de la producción de gas natural en boca de pozo en EE. UU . era no asociada. ^{[ 3 ]} Los pozos de gas no asociado que producen un gas seco en términos de condensado y agua pueden enviar el gas seco directamente a un gasoducto o planta de gas sin someterse a ningún proceso de separación, lo que permite su uso inmediato . ^{[ 4 ]}

El procesamiento del gas natural comienza bajo tierra o en la boca del pozo. En un pozo de petróleo crudo, el procesamiento del gas natural comienza cuando el fluido pierde presión y fluye a través de las rocas del yacimiento hasta llegar a la tubería del pozo. ^{[ 5 ]} En otros pozos, el procesamiento comienza en la boca del pozo, donde se extrae la composición del gas natural según el tipo, la profundidad y la ubicación del depósito subterráneo y la geología de la zona. ^{[ 2 ]}

El gas natural, cuando está relativamente libre de sulfuro de hidrógeno, se denomina gas dulce ; el gas natural que contiene niveles elevados de sulfuro de hidrógeno se denomina gas agrio ; el gas natural, o cualquier otra mezcla de gases, que contenga cantidades significativas de sulfuro de hidrógeno o dióxido de carbono o gases ácidos similares, se denomina gas ácido .

• Pozos de petróleo crudo : El gas natural que proviene de los pozos de petróleo crudo se denomina generalmente gas asociado . Este gas puede existir como una capa de gas separada sobre el petróleo crudo en el yacimiento subterráneo o puede estar disuelto en el petróleo crudo, liberándose finalmente a medida que disminuye la presión durante la producción. El condensado producido en los pozos de petróleo se conoce comúnmente como condensado de yacimiento . ^{[ 6 ]}
• Pozos de gas seco: Estos pozos suelen producir únicamente gas natural crudo que no contiene condensado y tiene poco o ningún petróleo crudo; se denominan gas no asociado . El condensado del gas seco se extrae en plantas de procesamiento de gas y a menudo se denomina condensado de planta . ^{[ 6 ]}
• Pozos de condensado: Estos pozos suelen producir gas natural crudo junto con líquido de gas natural con poco o nada de petróleo crudo y se denominan gas no asociado . A este gas natural crudo se le suele llamar gas húmedo .
• Pozos de vetas de carbón: Estos pozos suelen producir gas natural crudo a partir de depósitos de metano en los poros de las vetas de carbón, que a menudo se encuentran bajo tierra en un estado de adsorción más concentrado sobre la superficie del propio carbón. Este gas se conoce como gas de yacimientos de carbón o metano de yacimientos de carbón ( gas de vetas de carbón en Australia). El gas de yacimientos de carbón se ha convertido en una importante fuente de energía en las últimas décadas.

El gas natural crudo generalmente se compone principalmente de metano (CH₄ ₎ y etano ( _C₂H₆ ), las moléculas de hidrocarburos más cortas y ligeras . A _menudo también contiene cantidades variables de:

• _{Hidrocarburos} gaseosos más pesados: propano ( C₃H₈ ₎ , butano normal ( _nC₄H₁₀ ), _isobutano ( iC₄H₁₀ ) y pentanos . Todos ellos se conocen colectivamente como _líquidos de gas natural _o LGN y pueden procesarse para obtener subproductos terminados.
• Hidrocarburos líquidos (también conocidos como gasolina de cabeza de pozo o gasolina natural ) y/o petróleo crudo .
• Gases ácidos : dióxido de carbono (CO₂ ₎ , sulfuro de hidrógeno (H₂S ₎ y mercaptanos como _el metanotiol (CH₃SH ₎ y el etanotiol ( _C₂H₅SH ).
• Otros gases: nitrógeno (N₂ ₎ y helio (He).
• Agua: vapor de agua y agua líquida. También sales disueltas y gases disueltos (ácidos).
• Mercurio : cantidades ínfimas de mercurio principalmente en forma elemental, pero posiblemente también estén presentes cloruros y otras especies. ^{[ 7 ]}
• Material radiactivo de origen natural (NORM): el gas natural puede contener radón , y el agua producida puede contener trazas disueltas de radio , que pueden acumularse en las tuberías y los equipos de procesamiento, volviéndolos radiactivos con el tiempo. ^{[ 8 ]}

El gas natural crudo debe purificarse para cumplir con los estándares de calidad especificados por las principales empresas de transporte y distribución por gasoductos . Dichos estándares varían de un gasoducto a otro y suelen depender del diseño del sistema y de los mercados a los que sirve. En general, los estándares especifican que el gas natural:

• Debe estar dentro de un rango específico de poder calorífico (valor calorífico). Por ejemplo, en Estados Unidos, debe ser de aproximadamente 1035 ± 5 % BTU por pie cúbico de gas a 1 atmósfera y 60  °F (41 MJ ± 5 % por metro cúbico de gas a 1 atmósfera y 15,6  °C). En el Reino Unido, el poder calorífico bruto debe estar en el rango de 37,0 a 44,5 MJ/m³ ^para su ingreso al Sistema Nacional de Transmisión (NTS). ^{[ 9 ]}
• Debe entregarse a una temperatura de punto de rocío de hidrocarburos específica o superior (por debajo de la cual algunos de los hidrocarburos del gas podrían condensarse a la presión del oleoducto formando burbujas líquidas que podrían dañar el oleoducto). El ajuste del punto de rocío de hidrocarburos reduce la concentración de hidrocarburos pesados ​​para que no se produzca condensación durante el transporte subsiguiente en los oleoductos. En el Reino Unido, el punto de rocío de hidrocarburos se define como <-2  °C para la entrada en el NTS. ^{[ 9 ]} El punto de rocío de hidrocarburos cambia con la temperatura ambiente predominante, la variación estacional es: ^{[ 10 ]}

El gas natural debería:

• Debe estar libre de partículas sólidas y agua líquida para evitar la erosión, la corrosión u otros daños en la tubería.
• Debe estar suficientemente deshidratado para evitar la formación de hidratos de metano en la planta de procesamiento de gas o posteriormente en el gasoducto de transporte de gas de venta. Una especificación típica de contenido de agua en EE. UU. establece que el gas no debe contener más de siete libras de agua por millón de pies cúbicos estándar de gas. ^{[ 11 ] [ 12 ]} En el Reino Unido, esto se define como <-10  °C a 85 barg para la entrada en el NTS. ^{[ 9 ]}
• Contienen cantidades mínimas de componentes como sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, mercaptanos y nitrógeno. La especificación más común para el contenido de sulfuro de hidrógeno es de 0,25 granos _{de H₂S} por cada 100 pies cúbicos de gas, o aproximadamente 4 ppm. Las especificaciones para el CO₂ _suelen limitar el contenido a no más del dos o tres por ciento. En el Reino Unido, el sulfuro de hidrógeno se especifica como ≤5  mg/m³ ^y el azufre total como ≤50  mg/m³ ^, el dióxido de carbono como ≤2,0 % (molar) y el nitrógeno como ≤5,0 % (molar) para su inclusión en la NTS. ^{[ 9 ]}
• Mantener el mercurio por debajo de los límites detectables (aproximadamente 0,001 ppb por volumen) principalmente para evitar daños a los equipos en la planta de procesamiento de gas o el sistema de transmisión de tuberías debido a la amalgama de mercurio y la fragilización del aluminio y otros metales. ^{[ 7 ] [ 13 ] [ 14 ]}

Existen diversas formas de configurar los distintos procesos unitarios utilizados en el tratamiento del gas natural crudo. El diagrama de flujo de bloques que se muestra a continuación es una configuración típica y generalizada para el procesamiento de gas natural crudo procedente de pozos de gas no asociado, que muestra cómo se procesa el gas natural crudo para convertirlo en gas comercializable que se transporta por gasoducto a los mercados de usuarios finales. ^{[ 15 ] [ 16 ] [ 17 ] [ 18 ] [ 19 ]} y diversos subproductos:

• Condensado de gas natural
• Azufre
• etano
• Líquidos de gas natural (LGN): propano, butanos y C ₅ + (que es el término comúnmente utilizado para pentanos más hidrocarburos de mayor peso molecular) ^{[ 20 ] [ 21 ] [ 22 ]}

El gas natural crudo se suele recolectar de un grupo de pozos adyacentes y se procesa primero en recipientes separadores en ese punto de recolección para eliminar el agua líquida libre y el condensado de gas natural . ^{[ 23 ]} El condensado se suele transportar a una refinería de petróleo y el agua se trata y se elimina como agua residual.

El gas natural se transporta por tuberías a una planta de procesamiento donde la purificación inicial consiste generalmente en la eliminación de gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono). Existen varios procesos disponibles para este fin, como se muestra en el diagrama de flujo, pero el tratamiento con aminas es el que se ha utilizado tradicionalmente. Sin embargo, debido a las limitaciones de rendimiento y medioambientales del proceso con aminas, una tecnología más reciente, basada en el uso de membranas poliméricas para separar el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno del flujo de gas natural, ha ganado cada vez más aceptación. Las membranas resultan atractivas porque no consumen reactivos. ^{[ 24 ]}

Los gases ácidos, si están presentes, se eliminan mediante tratamiento con membranas o aminas y luego se pueden dirigir a una unidad de recuperación de azufre que convierte el sulfuro de hidrógeno presente en el gas ácido en azufre elemental o ácido sulfúrico. De los procesos disponibles para estas conversiones, el proceso Claus es, con diferencia, el más conocido para la recuperación de azufre elemental, mientras que el proceso de contacto convencional y el proceso WSA ( ácido sulfúrico húmedo ) son las tecnologías más utilizadas para la recuperación de ácido sulfúrico . Las cantidades menores de gas ácido pueden eliminarse mediante antorcha.

El gas residual del proceso Claus se denomina comúnmente gas de cola y se procesa en una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para recuperar y reciclar los compuestos residuales que contienen azufre, reintroduciéndolos en la unidad Claus. Como se muestra en el diagrama de flujo, existen diversos procesos para el tratamiento del gas de cola de la unidad Claus, y para ello, un proceso WSA resulta muy adecuado, ya que puede funcionar de forma autotérmica con los gases de cola.

El siguiente paso en la planta de procesamiento de gas es eliminar el vapor de agua del gas utilizando la absorción regenerable en trietilenglicol líquido (TEG), ^{[ 12 ]} comúnmente conocida como deshidratación de glicol , desecantes de cloruro delicuescentes o una unidad de adsorción por cambio de presión (PSA), que es una adsorción regenerable que utiliza un adsorbente sólido. ^{[ 25 ]} También se pueden considerar otros procesos más recientes, como las membranas .

El mercurio se elimina mediante procesos de adsorción (como se muestra en el diagrama de flujo), tales como carbón activado o tamices moleculares regenerables . ^{[ 7 ]}

Aunque no es común, en ocasiones el nitrógeno se elimina y se desecha utilizando uno de los tres procesos indicados en el diagrama de flujo:

• Proceso criogénico ( Unidad de rechazo de nitrógeno ), ^{[ 26 ]} utilizando destilación a baja temperatura . Este proceso puede modificarse para recuperar también helio, si se desea (véase también gas industrial ).
• Proceso de absorción, ^{[ 27 ]} utilizando aceite pobre o un solvente especial ^{[ 28 ]} como absorbente.
• Proceso de adsorción, utilizando carbón activado o tamices moleculares como adsorbente. Este proceso puede tener una aplicabilidad limitada, ya que se dice que conlleva la pérdida de butanos e hidrocarburos más pesados.

Productos

El gas residual de la sección de recuperación de NGL es el gas final purificado que se transporta por gasoducto a los mercados de consumo final. Se establecen normas y acuerdos entre comprador y vendedor respecto a la calidad del gas. Estos suelen especificar la concentración máxima permitida de CO₂ _, H₂S _y H₂O _, además de exigir que el gas esté libre de olores y materiales desagradables, polvo u otra materia sólida o líquida, ceras, gomas y componentes gomosos que puedan dañar o afectar negativamente el funcionamiento de los equipos del comprador. Cuando se produce una avería en la planta de tratamiento, los compradores generalmente pueden negarse a aceptar el gas, reducir el caudal o renegociar el precio.

• arrastre de líquido
• precios del gas natural
• Extracción de petróleo
• Refinería de petróleo
• Lista de accidentes en la producción de gas natural y petróleo en los Estados Unidos

• Simule el procesamiento de gas natural utilizando Aspen HYSYS.
• Principios y tecnología del procesamiento de gas natural (un texto de curso extenso y detallado del Dr. AH Younger, Universidad de Calgary, Alberta, Canadá ).
• Procesamiento de gas natural , sitio web de la Asociación de Suministro de Gas Natural (NGSA).
• Procesamiento de gas natural (parte de la publicación AP-42 de la EPA de EE. UU .)
• Plantas de procesamiento de gas natural (sitio web del Departamento de Transporte de los Estados Unidos )
• Asociación de Procesadores de Gas , sitio web de la Asociación de Procesadores de Gas (GPA), con sede en Tulsa, Oklahoma, Estados Unidos.
• Revista de Procesamiento de Gas (Editorial: Facultad de Ingeniería, Universidad de Isfahán, Irán).
• Aumento de la eficiencia de las plantas de procesamiento de gas. Archivado el 18 de febrero de 2021 en Wayback Machine.

• Haring, HW (2008). Procesamiento de gases industriales. Weinheim, Alemania: WILEY-VCH Verlag GmbH & CO. KGaA
• Kohl, A., & Nielsen, R. (1997). Purificación de gases. 5.ª edición. Houston, Texas: Gulf Publishing Company