EXTRACCION DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL

EXTRACCION DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL

Los procesos de remoción de los hidrocarburos pesados de la corriente de gas natural se conocen como extracción de líquidos del gas natural. Estos hidrocarburos líquidos, conocidos como líquidos del gas natural (LGN) están conformados principalmente por etano, propano, butanos y gasolina natural. La recuperación de dichos componentes se requiere no solo para el control de punto de rocío de hidrocarburos en la corriente de gas natural, con el fin de evitar la formación de una fase líquida durante el transporte y asegurar la especificación para una entrega y combustión segura, sino también debido a que estos componentes son una fuente atractiva de ingresos, ya que tienen un valor significativamente más grande cuando son vendidos por separados. El nivel deseado de recuperación de LGN es establecido muchas veces por la diferencia entre el precio de venta de este como líquido y como combustible, lo que se conoce como valor de reducción.

Los componentes que se obtienen del procesamiento del gas natural, puros o mezclados; son utilizados como combustibles, insumo petroquímico o en la elaboración de gasolina. El gas procesado o gas residual, constituido principalmente por metano y etano, es comprimido y luego distribuido; a través de la red nacional de gasoductos para ser enviados a los centros de consumo y ser usado como combustible. Por lo tanto, no existe un patrón fijo de tratamiento y procesamiento.

La recuperación de líquidos del gas natural se obtiene mediante cambios de las condiciones del gas. De esta manera, al producirse cambios en el equilibrio de los componentes del gas natural se puede lograr que algunos de ellos se condensen y otros se vaporicen, esto ocurre a medida que estos componentes tratan de alcanzar una nueva condición de equilibrio. Generalmente, las condiciones que más suelen cambiar son presión y temperatura. También se puede introducir un material diferente dentro de la corriente gaseosa. Usualmente, estas tres condiciones suelen combinarse.

1. CONCEPTOS TEORICOS

* Control del Punto de Rocío

La condensación retrógrada desde hace mucho tiempo se sabe que se produce en condiciones de yacimiento. El reconocimiento de que también se da en las condiciones típicas de procesamiento fue de los primeros resultados de los cálculos de la computadora utilizando las ecuaciones de estado para predecir el comportamiento de vapor-líquido. El fenómeno se ilustra en la Figura. 1 mostrando cálculos de punto de rocío para una corriente de gas que sale un separador a 100 ° F y 1000 psia. Estas curvas muestran que el punto de rocío cuando se reduce la presión y el líquido se forma. El punto cricondentérmico de la curva del punto de rocío se determina principalmente por la naturaleza del componente más pesado en el gas en lugar de la cantidad total del componente pesado en el gas de alimentación. Cuando el gas es transportado en tuberías, se debe considerar al control de la formación de hidrocarburos líquidos en el sistema de tuberías. La condensación de líquido es un problema en la caída de presión, y un funcionamiento seguro. Para evitar la formación de líquidos en el sistema, es necesario controlar el punto de rocío de hidrocarburo por debajo delas condiciones de funcionamiento de tuberías. Puesto que las condiciones de funcionamiento de tuberías están generalmente fijadas por el diseño y las consideraciones medioambientales, el flujo de una sola fase sólo puede asegurarse mediante la eliminación de los hidrocarburos más pesados del gas.

* Condensación retrógrada

Una razón mayor para el control del punto del rocío es el hecho de que mezclas de gas natural ricas que contienen los hidrocarburos más pesados exhiben una conducta no intuitiva llamada condensación retrógrada. La Figura 7.1 muestra la relación de presión-temperatura para una hipotética (pero típica) mezcla de gas natural que contiene 85 mol% de metanos con 4.8 mol% de C3+. La envolvente es la línea de la mezcla de punto burbuja – punto rocío. En cualquier temperatura y combinación de presión fuera de la envolvente, la mezcla está a una sola fase. A las temperaturas y presiones dentro de la envolvente, existen dos fases.

2. PROCESOS DE EXTRACCION DE LIQUIDO DEL GAS NATURAL

Cualquier enfriamiento que se realice fuera de la zona de condensación retrógrada, inducirá la condensación y llevará a la obtención de líquidos del gas natural (Mokhatab, Poe & Speight, 2006). Basados en este comportamiento se describen los diferentes procesos básicos para la extracción de líquidos:

* Expansión Joule Thomson o separación a baja temperatura:

Los procesos que utilizan el efecto de enfriamiento en la expansión de un gas a través de una válvula de estrangulación o algunas veces llamados LTS (Separación a baja temperatura) o LTX (extracción a baja temperatura). Un nombre más común para este tipo de proceso es una planta de JT, donde el JT se refiere a Joule-Thomson. Esto es porque el principio termodinámico que explica la expansión del gas a través de una válvula se llama una "expansión de Joule-Thomson", y se nombra a los científicos que primero lo explican.

Presenta un esquema de flujo del proceso para una planta típica de JT .El fluido del pozo entra en un separador, donde los líquidos condensados se eliminan. El gas pasa entonces a un intercambiador de calor donde el gas entrante se enfría por la corriente de gas procesado. Ocurre entones una caída de presión a través de una válvula de expansión y la temperatura del gas se reduce aún más. Los líquidos condensados son entonces separados de la corriente de gas en un separador de baja temperatura. El gas frío se encamina a través de la entrada intercambiador de calor gas/gas para enfriar el gas de entrada, y luego se envían a las ventas. Como el gas se enfría en el proceso a un punto que pasa a la región la formación de hidratos, glicol de etileno se inyecta aguas arriba del separador de baja temperatura (o aguas arriba del intercambiador de calor gas/gas, dependiendo los niveles de temperatura y presión) en cantidades suficientes para deprimir la temperatura de formación de hidrato por debajo de la temperatura del separador de baja temperatura.

Las plantas JT son instalaciones sencillas y de fácil manejo. Sin embargo, tienen la limitación de que la presión de flujo boca de pozo o a la entrada debe ser al menos de 300 a 500 psia por encima de la presión de ventas para

...