domingo, 8 de julio de 2012

PROCESO DE GAS NATURAL

PROCESO DEL GAS NATURAL


Objetivo: Al concluir el curso el participante será Capaz de Entender el curso de una planta de procesamiento de GLP y en combinación con sus derivados.
 •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.

Efectos Del Sulfuro De Hidrógeno (H2S), Mercaptanos, Disulfuros de Carbono, Sulfuro de Carbonilo y compuestos sulfurados similares.


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


 3.1      Introducción

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.







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