Procesos industriales diseñados para purificar 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 ( CO 2 ), sulfuro de hidrógeno (H 2 S), mercurio e hidrocarburos de mayor masa molecular ( condensado ) para producir gas natural seco con calidad de ductos [1] para distribución por ductos 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 ha estado asociado o disuelto en petróleo crudo . La producción de gas natural no asociada al petróleo crudo se clasifica como “no asociada”. En 2009, el 89 por ciento de la producción estadounidense de gas natural en boca de pozo no estaba asociada. [3] Los pozos de gas no asociado que producen 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 que permita 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, profundidad y ubicación del depósito subterráneo y la geología de la zona. [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 amargo ; 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 .
Tipos de pozos de gas natural crudo
Pozos de petróleo crudo : El gas natural que proviene de los 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 disolverse en el petróleo crudo y, en última instancia, salir de la solución a medida que se reduce la presión durante la producción. El condensado producido en los pozos petroleros a menudo se denomina condensado de arrendamiento . [6]
Pozos de gas seco: estos pozos normalmente producen solo gas natural crudo que no contiene condensado con 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 generalmente producen gas natural crudo junto con gas natural líquido con poco o nada de petróleo crudo y se denominan gas no asociado . A este gas natural bruto se le suele denominar gas húmedo .
Pozos de vetas de carbón: estos pozos generalmente producen 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 más concentrado de adsorción en la superficie del propio carbón. Este gas se conoce como gas de yacimiento de carbón o metano de yacimiento de carbón ( gas de veta de carbón en Australia). El gas de carbón se ha convertido en una importante fuente de energía en las últimas décadas.
Contaminantes en el gas natural crudo
El gas natural bruto normalmente 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 estos se denominan colectivamente líquidos de gas natural o NGL y pueden procesarse para obtener subproductos terminados.
Hidrocarburos líquidos (también denominados gasolina de casinghead o gasolina natural ) y/o petróleo crudo .
Agua: vapor de agua y agua líquida. También sales disueltas y gases disueltos (ácidos).
Mercurio : cantidades diminutas de mercurio principalmente en forma elemental, pero posiblemente 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 en los equipos de procesamiento; haciendo que las tuberías y los equipos sean 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 gasoductos . Esos estándares de calidad varían de un ducto a otro y generalmente son función del diseño de un sistema de ductos y de los mercados a los que sirve. En general, las normas especifican que el gas natural:
Estar dentro de un rango específico de poder calorífico (valor calórico). Por ejemplo, en Estados Unidos, debería ser 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/m 3 para ingresar al Sistema de Transmisión Nacional (NTS). [9]
Ser entregado a una temperatura de punto de rocío de hidrocarburos especificada o por encima de ella (por debajo de la cual algunos de los hidrocarburos en el gas podrían condensarse a la presión de la tubería, formando masas líquidas que podrían dañar la tubería). El ajuste del punto de rocío de hidrocarburos reduce la concentración de hidrocarburos pesados para que no haya condensación. se produce durante el transporte posterior en las tuberías. En el Reino Unido, el punto de rocío de los hidrocarburos se define como <-2 °C para su 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 debería:
Estar libre de partículas sólidas y agua líquida para evitar la erosión, corrosión u otros daños a la tubería.
Estar deshidratado del vapor de agua lo suficiente como para evitar la formación de hidratos de metano dentro de la planta procesadora de gas o posteriormente dentro del ducto 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 contenga más que trazas 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 H 2 S por 100 pies cúbicos de gas, o aproximadamente 4 ppm. Las especificaciones para el CO 2 normalmente limitan el contenido a no más del dos o tres por ciento. En el Reino Unido, el sulfuro de hidrógeno se especifica ≤5 mg/m 3 y el azufre total ≤50 mg/m 3 , el dióxido de carbono ≤2,0% (molar) y el nitrógeno ≤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 de tuberías debido a la amalgamación del mercurio y la fragilización del aluminio y otros metales. [7] [13] [14]
Descripción de una planta de procesamiento de gas natural.
Existe una variedad de formas de configurar los distintos procesos unitarios utilizados en el tratamiento del gas natural crudo. El diagrama de flujo de bloques a continuación es una configuración típica y generalizada para el procesamiento de gas natural crudo de pozos de gas no asociados que muestra cómo el gas natural crudo se procesa para convertirlo en gas de venta canalizado a los mercados de usuarios finales. [15] [16] [17] [18] [19] y diversos 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 comúnmente se recolecta de un grupo de pozos adyacentes y primero se procesa en un recipiente separador en ese punto de recolección para eliminar el agua líquida libre y el condensado de gas natural . [23] El condensado generalmente se transporta a una refinería de petróleo y el agua se trata y se elimina como agua residual.
Luego, el gas crudo se conduce a una planta de procesamiento de gas donde la purificación inicial suele consistir en la eliminación de gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono). Hay varios procesos disponibles para ese propósito, como se muestra en el diagrama de flujo, pero el tratamiento con aminas es el proceso que se utilizó históricamente. Sin embargo, debido a una variedad de limitaciones ambientales y de rendimiento del proceso de 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 una aceptación cada vez mayor. Las membranas son atractivas ya que no se consumen reactivos. [24]
Los gases ácidos, si están presentes, se eliminan mediante tratamiento con membrana o amina y luego pueden dirigirse a una unidad de recuperación de azufre que convierte el sulfuro de hidrógeno 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 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 . Cantidades más pequeñas de gas ácido pueden eliminarse mediante quema.
El gas residual del proceso Claus se denomina comúnmente gas de cola y ese gas luego se procesa en una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para recuperar y reciclar compuestos residuales que contienen azufre nuevamente a 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.
El siguiente paso en la planta de procesamiento de gas es eliminar el vapor de agua del gas mediante absorción regenerable en trietilenglicol líquido (TEG), [12] comúnmente conocido como deshidratación de glicol , desecantes de cloruro delicuescentes o adsorción por cambio de presión ( PSA) unidad que es adsorción regenerable utilizando un adsorbente sólido. [25] También se pueden considerar otros procesos más nuevos, como las membranas .
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 el nitrógeno se elimina y rechaza mediante uno de los tres procesos indicados en el diagrama de flujo:
Proceso de absorción, [27] utilizando aceite pobre o un disolvente especial [28] como absorbente.
Proceso de adsorción, utilizando carbón activado o tamices moleculares como adsorbente. Este proceso puede tener una aplicabilidad limitada porque se dice que provoca la pérdida de butanos e hidrocarburos más pesados.
Tren de fraccionamiento de NGL
El proceso de fraccionamiento de NGL trata los gases residuales 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 gas natural, apto para canalizar a consumidores industriales y domésticos; venta de gases licuados del petróleo (Propano y Butano); y materia prima de gasolina para mezclas de combustibles líquidos. [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 separador de butano . El tren de fraccionamiento normalmente utiliza un proceso de destilación criogénica a baja temperatura que implica la expansión del NGL recuperado a través de un turboexpansor seguido de una destilación en una columna de fraccionamiento desmetanizante . [30] [31] Algunas plantas de procesamiento de gas utilizan un proceso de absorción de aceite pobre [27] en lugar del proceso criogénico de turboexpansor.
La alimentación gaseosa a la planta de fraccionamiento de NGL normalmente se comprime 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.
parte del vapor pasa a través de un turboexpansor y entra al 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 a 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 del fondo es NGL a 20 barg que se alimenta al desetanizador.
El producto de cabeza del desetanizador es etano y el producto de cola se alimenta al desetanizador. El producto de cabeza del despropanizador es propano y el producto de cola se alimenta al despropanizador. El producto de cabeza del debutanizador es una mezcla de normal e isobutano, y el producto de fondo es una mezcla de gasolina C 5 +.
Las condiciones operativas de los buques en el tren de fraccionamiento de NGL suelen ser las siguientes. [29] [33] [34]
Una composición típica del pienso y del producto es la siguiente. [32]
Unidades Endulzantes
Las corrientes recuperadas de propano, butanos y C5 + pueden "endulzarse" en una unidad de proceso Merox para convertir 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 el fraccionamiento por razones económicas y, en cambio, la corriente de NGL se transporta 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 por razones geográficas no sea posible tender el gasoducto o que la distancia entre la fuente y el consumidor supere los 3.000 km, el gas natural se transporta 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 canaliza a los mercados de usuarios finales. Se establecen reglas y acuerdos entre comprador y vendedor con respecto a la calidad del gas. Generalmente especifican la concentración máxima permitida de CO 2 , H 2 S y H 2 O, además de exigir que el gas esté comercialmente libre de olores y materiales desagradables, así como de polvo u otras materias sólidas o líquidas, ceras, gomas y constituyentes que forman gomas. , que podría dañar o afectar negativamente el funcionamiento del equipo del comprador. Cuando ocurre un problema 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 , el helio puede recuperarse mediante destilación fraccionada . El gas natural puede contener hasta un 7% de helio y es la fuente comercial del gas noble. [35] Por ejemplo, el yacimiento de gas Hugoton en Kansas y Oklahoma, Estados Unidos, contiene concentraciones de helio de entre el 0,3% y el 1,9%, que se separa como un valioso subproducto. [36]
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enlaces externos
Simule el procesamiento de gas natural utilizando Aspen HYSYS
Principios y tecnología de procesamiento de gas natural (un texto de curso extenso y detallado elaborado por el Dr. AH Younger, Universidad de Calgary, Alberta, Canadá ).
Processing Natural Gas, sitio web de la Asociación de Suministro de Gas Natural (NGSA).
