miniaturadeimagen|310x310px| Una planta de procesamiento de gas natural en Aderklaa, Austria El procesamiento del gas natural es una serie de procesos industriales diseñados para purificar el gas natural bruto mediante la eliminación de impurezas, contaminantes e hidrocarburos de mayor masa molecular para producir lo que se conoce como gas natural seco de calidad para gasoductos. El gas natural debe procesarse para prepararlo para su uso final y garantizar la eliminación de contaminantes.
El procesamiento del gas natural comienza en el subsuelo o en la boca del pozo. Si el gas se produce, por ejemplo, junto con petróleo crudo, el proceso de separación ya tiene lugar cuando el fluido fluye por las rocas del yacimiento hasta llegar a la tubería del pozo. El proceso que comienza en la boca del pozo extrae la composición del gas natural según el tipo, la profundidad y la ubicación del yacimiento subterráneo y la geología de la zona. El petróleo y el gas natural suelen encontrarse juntos en el mismo yacimiento. El gas natural producido en pozos petrolíferos suele clasificarse como gas asociado-disuelto, lo que significa que el gas ha estado asociado o disuelto en petróleo crudo. La producción de gas natural no asociada al crudo se clasifica como "no asociada". El gas no asociado que produce un gas seco en términos de condensado y agua se envía directamente a un gasoducto o a una planta de gas sin someterse a ningún proceso de separación.
Las plantas de procesamiento de gas natural purifican el gas natural crudo eliminando contaminantes como sólidos, agua, dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), mercurio e hidrocarburos de mayor masa molecular. Algunas de las sustancias que contaminan el gas natural tienen valor económico y se procesan o venden posteriormente. Una planta de gas natural operativa suministra gas natural seco con calidad de gasoducto que puede ser utilizado como combustible por consumidores residenciales, comerciales e industriales, o como materia prima para síntesis químicas.
Tipos de pozos de gas natural bruto miniaturadeimagen|Planta de procesamiento de gas natural. El gas natural bruto procede principalmente de tres tipos de pozos: pozos de petróleo crudo, pozos de gas y pozos de condensado.
El gas natural procedente de los pozos de petróleo crudo suele denominarse gas asociado. Este gas puede haber existido como un casquete de gas por encima del crudo en el yacimiento subterráneo o puede haber estado disuelto en el crudo, saliendo de la solución al reducirse la presión durante la producción.
El gas natural procedente de pozos de gas y pozos de condensado, en los que hay poco o ningún petróleo crudo, se denomina gas no asociado. Los pozos de gas suelen producir sólo gas natural bruto, mientras que los pozos de condensado producen gas natural bruto junto con otros hidrocarburos de bajo peso molecular. Los que son líquidos en condiciones ambientales (es decir, pentano y más pesados) se denominan condensados de gas natural (a veces también llamados gasolina natural o simplemente condensados ).
El gas natural se denomina gas dulce cuando está relativamente libre de sulfuro de hidrógeno; el gas que contiene sulfuro de hidrógeno se denomina gas amargo. El gas natural, o cualquier otra mezcla de gases, que contenga cantidades significativas de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono o gases ácidos similares, se denomina gas ácido.
El gas natural bruto también puede proceder 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 denomina gas en capas de carbón o metano en capas de carbón (gas de veta de carbón en Australia). El gas en capas de carbón se ha convertido en una importante fuente de energía en las últimas décadas.
Contaminantes en el gas natural bruto El gas natural sin tratar suele estar formado principalmente por metano (CH4) y etano (C2H6), las moléculas de hidrocarburos más cortas y ligeras. También suele contener cantidades variables de:
Hidrocarburos gaseosos más pesados: propano (C3H8), butano normal (nC4H10), isobutano (iC4H10) y pentanos. Todos estos se denominan colectivamente líquidos de gas natural o LGN y se pueden procesar en subproductos terminados. Hidrocarburos líquidos (también denominados gasolina en boca de pozo o gasolina natural) y/o petróleo crudo. Gases ácidos: dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y mercaptanos como metanotiol (CH3SH) y 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 muy pequeñas de mercurio, principalmente en forma elemental, pero es posible la presencia de cloruros y otras especies. Material radiactivo 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 el equipo de procesamiento. Esto puede hacer que las tuberías y los equipos se vuelvan radiactivos con el tiempo.
El gas natural bruto debe purificarse para cumplir las normas de calidad especificadas por las principales empresas de transporte y distribución por gasoducto. Estas normas varían de un gasoducto a otro y suelen depender del diseño del sistema y de los mercados a los que abastece. En general, las normas especifican que el gas natural debe:
Estar dentro de un rango específico de valor calorífico (poder calorífico). Por ejemplo, en Estados Unidos, debe estar en torno a 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 situarse entre 37,0 y 44,5MJ/m3 para poder entrar en la red nacional de transporte (NTS). Suministrarse a una temperatura de punto de rocío de hidrocarburos especificada o por encima de ella (por debajo de la cual algunos de los hidrocarburos del gas podrían condensarse a la presión del gasoducto formando gotas líquidas que podrían dañar el gasoducto). El ajuste del punto de rocío de los hidrocarburos reduce la concentración de hidrocarburos pesados para que no se produzca condensación durante el consiguiente transporte por los gasoductos. En el Reino Unido, el punto de rocío de los hidrocarburos se define como <-2°C para la entrada en la NTS. El punto de rocío de los hidrocarburos cambia con la temperatura ambiente predominante, la variación estacional es:
+Variación estacional del punto de rocío de hidrocarburos Punto de rocío de hidrocarburos 30 °F (–1,1 °C) 35 °F (1,7 °C) 40 °F (4,4 °C) 45 °F (7,2 °C) 50 °F (10 °C) Meses Diciembre Enero
Febrero
Marzo Abril Noviembre Mayo Octubre Junio Septiembre Julio Agosto El gas natural debe:
Estar libre de partículas sólidas y agua líquida para evitar la erosión, la corrosión u otros daños a la tubería. Estar suficientemente deshidratado de vapor de agua para evitar la formación de hidratos de metano en la planta de procesamiento de gas o, posteriormente, en el gasoducto de transmisión de ventas. Una especificación típica del contenido de agua en EE. UU. es que el gas no debe contener más de siete libras de agua por millón de pies cúbicos estándar de gas.Dehydration of Natural Gas by Prof. Jon Steiner Gudmundsson, Norwegian University of Science and TechnologyGlycol Dehydration (includes a flow diagram) En el Reino Unido, esto se define como <-10°C @ 85barg para la entrada en el NTS. No contener 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 de 0,25granos de H2S por 100 pies cúbicos de gas, o aproximadamente 4ppm. 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 ≤5mg/m3 y el azufre total como ≤50mg/m3, el dióxido de carbono como ≤2,0% (molar), y el nitrógeno como ≤5,0% (molar) para la entrada en la NTS. Mantener el mercurio por debajo de los límites detectables (aproximadamente 0,001ppb por volumen) principalmente para evitar daños en los equipos de la planta de procesamiento de gas o en el sistema de transmisión por gasoducto por amalgama de mercurio y fragilización del aluminio y otros metales.Desulfurization of and Mercury Removal From Natural Gas by Bourke, M.J. and Mazzoni, A.F., Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Norman, Oklahoma, March 1989.Using Gas Geochemistry to Assess Mercury Risk , OilTracers, 2006
Descripción de una planta de procesamiento de gas natural Existe una gran variedad de formas de configurar los distintos procesos unitarios utilizados en el tratamiento del gas natural bruto. El diagrama de flujo de bloques que figura a continuación es una configuración típica generalizada para el tratamiento de gas natural bruto procedente de pozos de gas no asociado. Muestra cómo se procesa el gas natural bruto para convertirlo en gas de venta canalizado a los mercados de usuarios finales. También muestra cómo el procesamiento del gas natural bruto produce estos subproductos:
Condensado de gas natural Azufre Etano Líquidos de gas natural (LGN): propano, butanos y C5+ (que es el término comúnmente utilizado para los pentanos más los hidrocarburos de mayor peso molecular)
El gas natural bruto se suele recoger de un grupo de pozos adyacentes y se procesa primero en un recipiente separador en ese punto de recogida para eliminar el agua líquida libre y el condensado de gas natural. A continuación, el condensado suele transportarse a una refinería de petróleo y el agua se trata y se elimina como aguas residuales.
A continuación, el gas bruto se conduce 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). Hay varios procesos disponibles para ese fin, como se muestra en el diagrama de flujo, pero el tratamiento con aminas es el proceso que se utilizaba históricamente. Sin embargo, debido a una serie de 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 de la corriente de gas natural ha ganado cada vez más aceptación. Las membranas son atractivas porque no consumen reactivos.Baker, R. W. "Future Directions of Membrane Gas Separation Technology" Ind. Eng. Chem. Res. 2002, volume 41, pages 1393-1411.
Los gases ácidos, si están presentes, se eliminan mediante un tratamiento de membrana o amina y, a continuación, pueden dirigirse 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 mucho, el más conocido para recuperar azufre elemental, mientras que el proceso convencional Contact y el proceso WSA (proceso de ácido sulfúrico húmedo) son las tecnologías más utilizadas para recuperar ácido sulfúrico. Las cantidades más pequeñas de gas ácido pueden eliminarse por combustión en antorcha.
El gas residual del proceso Claus se denomina comúnmente gas de cola y ese gas se procesa en una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para recuperar y reciclar los compuestos residuales que contienen azufre y devolverlos a la unidad Claus. De nuevo, como se muestra en el diagrama de flujo, existen varios procesos disponibles para tratar el gas de cola de la unidad Claus y, para ello, un proceso WSA también es muy adecuado, ya que puede funcionar de forma autotérmica en los gases de cola.