Procesos industriales diseñados para purificar el gas natural crudo
Una planta de procesamiento de gas natural en Aderklaa, Austria
El procesamiento de gas natural es una gama de procesos industriales diseñados para purificar el gas natural crudo mediante la eliminación de 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 tuberías [1] para distribución por tuberías 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 asociado disuelto, ya que el gas había estado asociado o disuelto en 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 de EE. UU. no era 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 del área. [2]
El gas natural cuando está relativamente libre de sulfuro de hidrógeno se llama gas dulce ; el gas natural que contiene niveles elevados de sulfuro de hidrógeno se llama 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 llama gas ácido .
Tipos de pozos de gas natural crudo
Pozos de petróleo crudo : el gas natural que proviene de pozos de petróleo crudo se denomina típicamente gas asociado . Este gas podría existir como una capa de gas separada sobre el petróleo crudo en el yacimiento subterráneo o podría estar disuelto en el petróleo crudo y finalmente salir de la solución a medida que se reduce la presión durante la producción. El condensado producido a partir de pozos de petróleo se conoce a menudo como condensado de concesión . [6]
Pozos de gas seco: estos pozos suelen producir solo gas natural crudo que no contiene condensado y que contiene poco o nada de petróleo crudo, y 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 gas natural líquido con poco o nada de petróleo crudo y se denominan gas no asociado . Este gas natural crudo suele denominarse gas húmedo .
Pozos 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 existen bajo tierra en un estado de adsorción más concentrado sobre la superficie del carbón mismo. Este gas se conoce como gas de carbón o metano de carbón ( gas de carbón en Australia). El gas de carbón se ha convertido en una fuente importante de energía en las últimas décadas.
Contaminantes en el gas natural crudo
El gas natural crudo se compone principalmente de metano (CH 4 ) y etano (C 2 H 6 ), las moléculas de hidrocarburo más cortas y ligeras . A menudo también contiene cantidades variables de:
Hidrocarburos gaseosos más pesados: propano (C 3 H 8 ), butano normal (nC 4 H 10 ), isobutano (iC 4 H 10 ) y pentanos . Todos ellos se conocen colectivamente como líquidos de gas natural o NGL y pueden procesarse para obtener subproductos terminados.
Hidrocarburos líquidos (también denominados gasolina de boca de pozo o gasolina natural ) y/o petróleo crudo .
Agua: vapor de agua y agua líquida. También sales disueltas y gases disueltos (ácidos).
Mercurio : pequeñas cantidades 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]
Normas de calidad del gas natural
El gas natural crudo debe purificarse para cumplir con los estándares de calidad especificados por las principales empresas de transmisión y distribución por gasoducto . Esos estándares de calidad varían de un gasoducto a otro y suelen depender del diseño del sistema de gasoductos y de los mercados a los que sirve. En general, los estándares especifican que el gas natural:
Estar dentro de un rango específico de valor calorífico. Por ejemplo, en los Estados Unidos, debería 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 valor calorífico bruto debe estar en el rango de 37,0 – 44,5 MJ/m 3 para ingresar al Sistema Nacional de Transmisión (NTS). [9]
Entregarse a una temperatura de rocío de hidrocarburos especificada o superior (por debajo de la cual algunos de los hidrocarburos del gas podrían condensarse a presión en el gasoducto, formando grumos líquidos que podrían dañar el gasoducto). El ajuste del punto de rocío de los hidrocarburos reduce la concentración de hidrocarburos pesados, de modo que no se produzca condensación durante el transporte posterior en los gasoductos. En el Reino Unido, el punto de rocío de los hidrocarburos se define como <-2 °C para la entrada en el NTS. [9] El punto de rocío de los hidrocarburos cambia con la temperatura ambiente predominante; la variación estacional es: [10]
El gas natural debe:
Estar libre de partículas sólidas y agua líquida para evitar la erosión, corrosión u otros daños a la tubería.
Debe deshidratarse lo suficiente del vapor de agua para evitar la formación de hidratos de metano dentro de la planta de procesamiento de gas o posteriormente dentro de la tubería de transmisión de gas de venta. Una especificación típica de contenido de agua en los EE. UU. es 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 ingresar al NTS. [9]
No contienen más que 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 0,25 granos de H2S por cada 100 pies cúbicos de gas, o aproximadamente 4 ppm. Las especificaciones para el CO2 normalmente limitan 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 entrada en el NTS. [9]
Mantener el mercurio por debajo de los límites detectables (aproximadamente 0,001 ppb por volumen) principalmente para evitar dañar los equipos en la planta de procesamiento de gas o el sistema de transmisión por tuberías debido a la amalgamación de mercurio y la fragilización del aluminio y otros metales. [7] [13] [14]
Descripción de una planta procesadora de gas natural
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 generalizada y típica para el procesamiento del gas natural crudo de pozos de gas no asociado que muestra cómo se procesa el gas natural crudo para convertirlo en gas de venta que se envía por tuberías a los mercados de los usuarios finales. [15] [16] [17] [18] [19] y varios subproductos:
Líquidos de gas natural (NGL): 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 recolecta comúnmente de un grupo de pozos adyacentes y primero se procesa en recipientes separadores en ese punto de recolección para eliminar el agua líquida libre y el condensado de gas natural . [23] El condensado generalmente se transporta luego a una refinería de petróleo y el agua se trata y se elimina como aguas residuales.
El gas crudo se transporta luego por tuberías a una planta de procesamiento de gas donde la purificación inicial suele consistir en la eliminación de los gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono). Existen varios procesos disponibles para ese fin, como se muestra en el diagrama de flujo, pero el tratamiento con aminas es el proceso que se ha utilizado históricamente. Sin embargo, debido a una serie de limitaciones ambientales y de rendimiento del proceso con aminas, una tecnología más nueva basada en el uso de membranas poliméricas para separar el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas natural ha ganado cada vez más aceptación. Las membranas son atractivas porque no se consumen reactivos. [24]
Los gases ácidos, si están presentes, se eliminan mediante un tratamiento con membranas o aminas y luego se pueden enviar a una unidad de recuperación de azufre que convierte el sulfuro de hidrógeno del 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 recuperar azufre elemental, mientras que el proceso de contacto convencional y el WSA ( proceso de ácido sulfúrico húmedo ) son las tecnologías más utilizadas para recuperar ácido sulfúrico . Se pueden eliminar cantidades más pequeñas de gas ácido mediante quema.
El gas residual del proceso Claus se denomina comúnmente gas de cola y luego se procesa en una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para recuperar y reciclar los compuestos residuales que contienen azufre en la unidad Claus. Nuevamente, como se muestra en el diagrama de flujo, hay varios procesos disponibles para tratar el gas de cola de la unidad Claus y, para ese propósito, un proceso WSA también es muy adecuado, ya que puede funcionar de manera autotérmica con los gases de cola.
Luego, el mercurio se elimina mediante procesos de adsorción (como se muestra en el diagrama de flujo), como carbón activado o tamices moleculares regenerables . [7]
Aunque no es común, a veces se elimina y rechaza el nitrógeno mediante uno de los tres procesos indicados en el diagrama de flujo:
Proceso de absorción, [27] utilizando aceite magro o un disolvente especial [28] como absorbente.
Proceso de adsorción, que utiliza carbón activado o tamices moleculares como adsorbente. Este proceso puede tener una aplicabilidad limitada porque se dice que genera pérdida de butanos e hidrocarburos más pesados.
Tren de fraccionamiento de NGL
El proceso de fraccionamiento de NGL trata el gas residual de los separadores en una terminal petrolera o la fracción de cabeza de una columna de destilación de crudo en una refinería . El fraccionamiento tiene como objetivo producir productos útiles, incluido el gas natural adecuado para tuberías a consumidores industriales y domésticos; gases licuados de petróleo (propano y butano) para la venta; y gasolina como materia prima para la mezcla de combustible líquido. [29] La corriente de NGL recuperada se procesa a través de un tren de fraccionamiento que consta de hasta cinco torres de destilación en serie: un desmetanizador , un desetanizador , un despropanizador, un desbutanizador y un divisor de butano . El tren de fraccionamiento generalmente utiliza un proceso de destilación criogénica a baja temperatura que implica la expansión del NGL recuperado a través de un turboexpansor seguido de la destilación en una columna de fraccionamiento desmetanizadora . [30] [31] Algunas plantas de procesamiento de gas utilizan el proceso de absorción de aceite pobre [27] en lugar del proceso de turboexpansor criogénico.
La alimentación gaseosa a la planta de fraccionamiento de NGL se comprime normalmente a aproximadamente 60 barg y 37 °C. [32] La alimentación se enfría a -22 °C, mediante intercambio con el producto de cabeza del desmetanizador y mediante un sistema de refrigeración y se divide en tres corrientes:
El líquido condensado pasa a través de una válvula Joule-Thomson que reduce la presión a 20 bar y entra al desmetanizador como alimentación inferior a -44,7 °C.
Una parte del vapor pasa por un turboexpansor y entra en el desmetanizador como alimentación superior a -64 °C.
El vapor restante se enfría mediante el producto de cabeza del desmetanizador y el enfriamiento Joule-Thomson (a través de una válvula) y entra en la columna como reflujo a -96 °C. [32]
El producto de cabeza es principalmente metano a 20 bar y -98 °C. Este se calienta y se comprime para producir un gas de venta a 20 bar y 40 °C. El producto de fondo es NGL a 20 barg que se alimenta al desetanizador.
El producto de cabeza del desetanizador es etano y los residuos se alimentan al despropanizador. El producto de cabeza del despropanizador es propano y los residuos se alimentan al desbutanizador. El producto de cabeza del desbutanizador es una mezcla de butano normal e isobutano, y el producto de los residuos es una mezcla de C5 + gasolina .
Las condiciones de operación de los recipientes en el tren de fraccionamiento de NGL son típicamente las siguientes. [29] [33] [34]
Una composición típica del alimento y del producto es la siguiente: [32]
Unidades de endulzamiento
Las corrientes recuperadas de propano, butanos y C 5 + pueden ser "endulzadas" en una unidad de proceso Merox para convertir los mercaptanos indeseables en disulfuros y, junto con el etano recuperado, son los subproductos finales de NGL de la planta de procesamiento de gas. Actualmente, la mayoría de las plantas criogénicas no incluyen fraccionamiento por razones económicas, y la corriente de NGL se transporta en su lugar como un producto mixto a complejos de fraccionamiento independientes ubicados cerca de refinerías o plantas químicas que utilizan los componentes como materia prima . En caso de que el tendido de tuberías no sea posible por razones geográficas, o la distancia entre la fuente y el consumidor exceda los 3000 km, el gas natural se transporta entonces por barco como GNL ( gas natural licuado ) y se convierte nuevamente a su estado gaseoso en las proximidades del consumidor.
Productos
El gas residual de la sección de recuperación de NGL es el gas de venta final, purificado, que se envía por tuberías a los mercados de usuarios finales. El comprador y el vendedor establecen normas y acuerdos sobre la calidad del gas. Por lo general, estos especifican la concentración máxima permitida de CO2 , H2S y H2O , y exigen que el gas esté comercialmente libre de olores y materiales desagradables, polvo u otra materia sólida o líquida, ceras, gomas y componentes que formen goma, que puedan dañar o afectar negativamente el funcionamiento del equipo del comprador. Cuando ocurre una anomalía en la planta de tratamiento, los compradores generalmente pueden negarse a aceptar el gas, reducir el caudal o renegociar el precio.
Recuperación de helio
Si el gas tiene un contenido significativo de helio , este se puede recuperar mediante destilación fraccionada . El gas natural puede contener hasta un 7% de helio y es la fuente comercial de este gas noble. [35] Por ejemplo, el yacimiento de gas Hugoton en Kansas y Oklahoma, en los Estados Unidos, contiene concentraciones de helio de entre el 0,3% y el 1,9%, que se separa como un subproducto valioso. [36]
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Enlaces externos
Simulación del procesamiento de gas natural con 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).
