TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

1.- TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL: Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S).

Remoción de Condensados En este proceso se extraen condensados que son enviados usualmente a una refinería de petróleo y el agua liquida se desecha.

2.- GASDUCTO ANACO-CARACAS

Inaugurado en 1959, con ampliaciones posteriores. Integrante del Sistema de transporte de gas Anaco-Barquisimeto. Suministra los requerimientos de gas de los sectores eléctrico, petrolero,

petroquímico y al vasto sector manufacturero ubicado en el corredor industrial Valles del Tuy,

(Estado Miranda), hasta Barquisimeto, (Estado Lara), lo cual incluye áreas ubicadas en Dto.

Federal, Aragua, Guárico, Carabobo y Yaracuy. Así mismo, alimenta la red domestica de distribución de gas de la Gran Caracas.

PLANTA COMPRESORA DE GAS TJ-1 EN EL LAGO DE MARACAIBO.

Inaugurada en 1954, con modificaciones posteriores. Ubicada en el lago de Maracaibo, Estado Zulia. Planta múltiple para elevar la presión del gas y utilizarlo para levantamiento artificial de petróleo e inyección en los yacimientos de hidrocarburos. Posee una unidad para remover LGN mediante el proceso de adsorción. Esta planta fue la primera en el mundo en ser instalada

aguas adentro sobre una plataforma de concreto armado. Se puede considerar como la pionera de lo que hoy son las plataformas costa afuera, (Offshore).

(Superior derecha foto publicación LaIndustria del Gas en Venezuela, Corpoven)

COMPLEJO DE GAS SANTA ROSA, ESTADO ANZOÁTEGUI.

Inaugurado en 1971, con modificaciones y ampliaciones posteriores. Ubicado en el estado Anzoátegui y esta integrado por unidades de compresión para inyección de gas en los yacimientos petrolíferos del área y unidades para obtener LGN mediante el proceso de refrigeración con el fin de adecuar el gas para su transporte por gasductos. (Inferior derecha foto publicación La Industria del Gas en Venezuela, Corpoven).

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DEL COMPLEJO CRIOGÉNICO DE ORIENTE JOSE.

Inaugurada en 1985, con ampliaciones posteriores. Ubicada en la costa del estado Anzoátegui. Actualmente tiene una capacidad para fraccionar 200 mil barriles diarios de LGN en propano,

butanos y mas pesados. El LGN proviene de las plantas de extracción criogénica de San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín, todas ubicadas en el mismo estado. (Inferior izquierda foto publicación La Industria del Gas en Venezuela, Corpoven

Infraestructura de LGN:

• 3 plantas de fraccionamiento: Jose, Ulé y Bajo Grande.

• 3 plantas de extracción: San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín.

• 3 muelles de embarque: Jose, La Salinas y Bajo Grande.

• Existen 85 plantas de llenado que cubren casi todo el país y que surten a 230 empresas privadas distribuidoras y comercializadoras de gas.

4.- LOS PRODUCTOS QUE SE PRODUCEN CON LA COMBUSTIÓN SON:

Dióxido de carbono (CO2); No es tóxico, aunque en grandes cantidades podría calentar la atmósfera a una temperatura que fundiera los hielos de los polos (el llamado efecto invernadero).

Monóxido de carbono (CO):Gas incoloro y tóxico formado por la combustión incompleta de carbono (combustibles con base en el carbón, y también de algunos procesos industriales). Los motores mal carburados generan exceso de CO, provocando altas concentraciones en algunas zonas de las grandes ciudades. Esto origina en las personas desde pequeñas molestias hasta trastornos de los procesos mentales; el CO es un gas que al unirse a la hemoglobina de la sangre ocupa el lugar del oxígeno, pero no se desprende por lo que interrumpe el proceso de la respiración, produciendo somnolencia, aletargamiento y, posteriormente, la muerte. Este gas también se produce en los anafres de carbón, intoxicando y provocando la muerte a las personas, cuando se quedan prendidos dentro de una habitación sin ventilación adecuada.

Óxidos de nitrógeno (NO2, NO): Se originan en los procesos de combustión interna de alta temperatura, donde se encuentra el compuesto que contiene nitrógeno como la amina, presente en los motores de combustión interna de alto índice de compresión. Los óxidos de nitrógeno pueden causar graves daños al hombre, que van desde la inflamación de las encías y hemorragias internas, hasta enfisema, neumonía y cáncer pulmonares. Estos gases junto con los hidrocarburos y la luz ultravioleta, catalizan la reacción de formación de ozono.

Partículas sólidas: Pueden originarse por un proceso natural o como resultado de algún proceso industrial o de otras actividades, como el humo de materiales mal quemados (asbesto, sílice, polvo y carbón).

Óxidos de azufre:Anualmente son lanzadas al ambiente 23 millones de toneladas de óxidos de azufre, mismas que provienen de los combustibles que contienen azufre, como: carbón de piedra, petróleo y gas natural utilizados como energéticos. El dióxido de azufre es un gas incoloro que produce irritación en los ojos y la garganta; con él, gran parte de la población presenta molestias en las vías respiratorias, como tos y estornudos. El dióxido de azufre reacciona con el oxígeno formando trióxido de azufre, que a su vez mezclado con el agua de lluvia o la humedad atmosférica forma el ácido sulfúrico que afecta a los pulmones. Ésta es la llamada lluvia ácida.

Hidrocarburos:Provienen principalmente de la refinación del petróleo y del uso de sus productos. Los hidrocarburos contaminantes son gaseosos y se combinan mediante la acción de las radiaciones luminosas con los óxidos de nitrógeno para formar los oxidantes fotoquímicos.

5.- LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL.

Estos componentes del gas natural son líquidos a temperatura y presión normal y pueden ser fácilmente extraídos en su forma líquida. Los líquidos del gas natural pueden ser clasificados acorde con su presión de vapor como líquidos de presión de vapor baja, intermedia y alta (condensados, gasolina natural y gas licuado de petróleo respectivamente).

El metano y etano no son clasificados como líquidos del gas natural, ya que ellos deben ser licuados a bajas temperaturas, pero el propano, butano, pentano, hexano y heptano son licuados fácilmente.

6.- MEDICIÓN Y ANÁLISIS DEL GAS NATURAL.

Medición.

A objeto de determinar la cantidad de gas que produce un Campo de Petrolero y sus respectivos usos entre losque se destacan: inyección para sistemas de recuperación secundaria, combustible, transferencia interáreas y entrelos diferentes distritos, cantidad que se transforma en los procesos de LGN, mermas de los diferentes sistemas derecolección, transmisión y levantamiento artificial por gas, ventas a consumidores industriales, gas arrojado a la atmósfera, la relación de gas petróleo; y adicionalmente los procesos en los cuales el servicio es bajo la modalidad de B.O.O y M.O (contratados), todo lo anterior hace necesario y la medición exacta del gas natural.

Análisis.

Se debe tener en cuenta que cuando se determina la composición del gas natural, no solo se cuantifican los hidrocarburos presentes, sino también las impurezas, como Agua, Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno. Es posible que también haya presencia de arenas, las cuales producen erosión. En las muestras pueden, haber también parafinas y asfáltenos, los cuales se depositan y crean problemas de taponamiento. Si el agua está en forma líquida y hay presencia de gases ácidos, de seguro aumentará la corrosión. Además de la posible formación de hidratos.

7.- PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL.

La deshidratación del gas natural: se define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. La mayor parte del vapor de agua contenida en el gas natural se encuentra en forma de vapor, aunque también puede encontrarse en forma líquida.

La deshidratación del gas natural es la remoción del vapor de agua asociado, con el objeto de cumplir con los requerimientos de contenido de agua en el gas destinado a usos domésticos, comerciales, industriales o en procesos de procesamiento. Otras razones para remover el vapor de agua es la prevención de diversos problemas, tales como:

Corrosión en tuberías, por presencia de gases ácidos y agua libre

Taponamientos en tuberías y equipos, por presencia de agua libre

Formación de hidratos, por bajas temperaturas y agua libre en el sistema

Endulzamiento del Gas Natural: Consiste a la eliminación de los componentes ácidos que, por lo general, contiene el gas en su estado natural. Se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar, conociendo las impurezas que están de forma inherente ligadas al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado.

8.- LOS HIDRATOS DE GAS NATURAL.

son sustancias sólidas en forma de cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3 (propano), se combinan físicamente bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.

Formación de Hidratos de Gas Natural

Las moléculas de agua, en presencia de gases ligeros pueden formar una estructura cristalina que contiene cavidades donde las moléculas del gas son atrapadas. Se ha determinado la existencia de 3 estructuras cristalinas las cuales pueden formar cavidades grandes y pequeñas. La estructura I está formada por dos cavidades pequeñas y 6 cavidades grandes. La estructura II está formada de 16 cavidades pequeñas y 8 cavidades grandes. La estructura III está formada por 3 tipos de cavidades, siendo las 3 cavidades de tamaños distintos, uuna de ellas mucho más grandes que las otras 2.

Al estado puro, el metano, etano, CO2 y H2S forman hidratos de estructura I.

Las moléculas de propano e isobutano pueden entrar sólo en cavidades grandes de la estructura II, por lo que un Gas Natural conteniendo estos hidrocarburos forma hidratos de estructura II.

10.-PROCESAMIENTO DEL GN.

El gas natural se extrae por expansión, esto significa que la misma presión del gas contenido en los depósitos de las rocas, produce el impulso de los fluidos hacia las paredes del pozo para luego subir al exterior.

Es natural que la presión de producción de gas del pozo, disminuya gradualmente a lo largo de la explotación del yacimiento, sin embargo su vida útil se puede extender utilizando compresores para imprimirle fuerza al gas que se encuentra bajo tierra y ayudarlo a llegar hasta el gasoducto

11.- PROCESOS AMINICOS MEA, DEA, MDEA.TEA.

Monoetanolamina (MEA): La monoetanolamina es la más reactiva de las etanolaminas. Se utiliza preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO2 y del H2S, aunque algunas impurezas tales como el COS, CS2 y el oxígeno tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomiendan en esos casos.

Con MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO2 / H2S. Es útil en aplicaciones donde la presión parcial delgas ácido en la corriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma es el principal problema operacional al trabajar con MEA. El porcentaje en peso de ésta en la solución se limita al 15%, debido a esto se requiere de cantidades considerables de solución en el sistema, lo que implica una demanda calórica alta.

Dietanolamina (DEA): La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas.

La reacción de DEA con COS y CS2 es más lenta que con la MEA, y los productos de la reacción son distintos, lo que causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cuallas pérdidas de solución de amina por evaporación son menores, y funciona bien en absorbedores de baja presión.

La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contengan un total de 10% o más de gases ácidos a presiones de operación de unos 2,4 kg/cm2 o mayores.

Metildietanolamina (MDEA): La metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2,por lo tanto para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor aplicación es la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y H2S).

Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flash.

Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable.

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