PROCESO DEL GAS NATURAL
•Competencia: Reconocer la Importancia de el proceso.
•Contenido:
•1.- Gas natural.
•2.- Contaminantes del Gas Natural.
•3.- Endulza miento del Gas Natural.
•4.- Deshidratación del Gas Natural.
•5.- Colectores de Producción y Prueba.
•6.- Fraccionamiento del Gas Natural.
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN AL TRATAMIENTO DE GAS NATURAL
1.1 Generalidades
1.1.1 Contaminantes Del Gas Natural
El gas natural, sin ser tratado, presenta contaminantes de diferentes características al igual que producen diferentes daños a las instalaciones, mayores costos operativos y al ambiente, por lo que el gas necesita de un sistema de tratamientos que eliminen de la composición dichos contaminantes.
Entre los principales contaminantes del gas natural se encuentran los siguientes:
Ø Sulfuro de Hidrógeno H2S
Ø Monóxido de Carbono CO
Ø Dióxido de Carbono CO2
Ø Nitrógeno N2
Ø Agua H2O
Ø Oxígeno O2
Ø Sulfuro de Carbonilo COS
Ø Disulfuro de Carbono CS2
Ø Mercaptanos RSH
Ø Mercurio Hg
Estos contaminantes tienen efectos diversos sobre la cadena del gas natural, a continuación mostramos los efectos principales de los mismos.
CAPÍTULO
2
ENDULZAMIENTO
DEL GAS NATURAL
2.1 Introducción.
Generalmente el gas natural que se produce
a nivel mundial contiene CO2. Además, en muchas partes del mundo principalmente al
norte de la línea ecuatorial, el gas natural contiene también H2S.
Ambos compuestos son ligeramente solubles en agua; cuando estos gases se
disuelven en agua forman una solución medianamente acidificada, razón por la
que estos compuestos son llamados gases ácidos.
Como se vio en el Capítulo 1, las especificación máximas de CO2
y H2S a nivel internacional son 2 % vol y 4 ppmv,
respectivamente. Cuando un gas natural excede las especificaciones por H2S
y/o CO2 se denomina un gas agrio; por el contrario, cuando el
contenido de estos compuestos en el gas natural está por debajo de los límites
especificados para gas de venta, se dice que es un gas dulce.
El gas natural que tiene concentraciones de
H2S y CO2 por encima de los límites permisibles, tiene que ser tratado para
removerle el gas ácido. Como el H2S reacciona con muchos compuestos,
hay una gran variedad de procesos para extraerlo químicamente.
En pequeñas concentraciones, es económica su remoción haciéndolo
reaccionar con compuestos sólidos secos como el óxido de hierro o el óxido de
zinc. Cuando las concentraciones son altas, se usan los solventes. En cuanto al
CO2, se extrae solamente usando solventes.
CAPÍTULO 3
DESHIDRATACIÓN
DEL GAS NATURAL
Todo gas natural de producción
está totalmente saturado con agua en su fase de vapor, porque proviene de un
yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además generalmente el gas
contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas
tales como aminas, carbonato de potasio, etc., que saturan el gas con agua. A
fin de remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por
las siguientes razones:
1. Evitar formación
de hidratos.
2. Cumplir con especificaciones como gas
de venta.
3. Minimizar corrosión.
Para diseñar un sistema de deshidratación se
requiere información preliminar tal como presión, temperatura, composición y
rata de flujo de gas.
Normalmente el gas
está saturado cuando llega a la planta o cuando sale de una unidad de
endulzamiento. Sin embargo, por lo regular la composición de entrada se
suministra en base seca; por lo tanto, el contenido de agua del gas húmedo de
entrada debe ser determinado.
Además, con base en la
composición húmeda, debe determinarse la temperatura de hidrato a una presión
dada, a fin de que el gas pueda ser deshidratado lo suficiente para evitar la
formación de hidratos y cumplir con la especificación de contenido de agua. La
cantidad de agua a ser removida del gas húmedo o el contenido de agua en el gas
seco, depende de cuál de las razones 1 o 2 sea la que controla. En cualquier
caso, se establece el contenido de agua en el gas seco que sale, o el
correspondiente punto de rocío por agua.
3.2 Contenido De
Agua En El Gas Natural
El contenido de agua de una corriente de gas saturado, se puede
determinar bien sea en forma manual o usando un programa de computador para
simulación de procesos. El método manual que más
frecuentemente se usa en la industria del gas natural es el uso de la carta de
contenido de agua de Mcketta y Wehe, que corresponde a la (Fig. 3-1) Fig. 20-3
del GPSA. Sin embargo, esta carta publicada en 1958 con base en los datos
experimentales disponibles por ese tiempo, está limitada a gases dulces y no
debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores de 5% mol (H2S
y/o CO2).
Tanto el H2S
como el CO2 contienen más agua a saturación que el metano o mezclas
de gas natural dulce, particularmente a presiones por encima de 700 psia a
temperatura ambiente; por lo tanto, a presiones por encuna de 700 psia, se debe
hacer corrección por H2S y CO2. Estas correcciones son
significativamente más necesarias a más altas concentraciones y presiones.
Para la carta de la Fig.
3-1 (Fig. 20-3 del GPSA) la corrección por gravedad de gas
no debe usarse cuando hay presencia de H2S y CO2, y por
el efecto de ciertos hidrocarburos no siempre es adecuada, especialmente en la
predicción de contenido de agua a presiones por encima de 1,500 psia (105,5
kg/cm2). La línea para
formación de hidratos es aproximada y no debe usarse para predecir condiciones
de formación de hidratos.
El GPSA tiene dos métodos simples para
determinar el contenido de agua de gases agrios. Sin embargo, el primer método
que consiste en un promedio aditivo de la fracción mol correspondiente a los
contenidos de agua en los constituyentes dulce y agrio, no es consistente y por
lo tanto es inseguro. Se aplica a mezclas gaseosas con un contenido de gas
ácido por debajo de 40%, mediante el uso de la siguiente ecuación y las Figs.
20-3, 20-8 y 20-9 del GPSA.
