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• Jhon Fredy Sanabria

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INGENIERIA DEL GAS NATURAL I.

INTRODUCCIÓN

El gas natural, uno de los componentes energéticos constituido por mezcla de hidrocarburos, es desde hace mucho tiempo un pilar fundamental en la matriz energética de nuestro país. Comencemos por recalcar que, como se verá más adelante, el gas natural es un combustible cuya participación ocupa la primera posición en la matriz energética nacional. Recordemos también que, como todo hidrocarburo, es un producto no renovable que se ha generado a lo largo del tiempo por descomposición de material orgánico, y que su utilización está limitada a las existencias físicas (hayan sido estas ya descubiertas o no). Estas dos aseveraciones explican las preocupaciones técnicas y económicas que se producen en la reposición de este recurso y la modalidad de desarrollo de su mercado. También explican cómo se constituye la cadena de valor de este combustible. Esta cadena empieza con la búsqueda en el subsuelo terrestre, el desarrollo de la estructura para su extracción, la adecuación para ser transportado y distribuido y, finalmente, su consumo en hogares y empresas. II.

CADENA DEL GAS NATURAL

El gas natural, desde su origen y hasta llegar a los centros de consumo, atraviesa diversas etapas operativas, cuyo conjunto se denomina con frecuencia “La Cadena del Gas Natural”. Primera etapa: inicia con la extracción del gas desde los yacimientos, comúnmente llamada “extracción en boca de pozo”. Luego de ser captado del subsuelo y llevado hasta las plantas de acondicionamiento y tratamiento, el gas estará en condiciones de ingresar al sistema de transporte, que permite acercarlo a los centros donde se encuentra concentrado el consumo. En esta primera etapa el gas debe ser tratado, con la finalidad de extraer algunos de los componentes (agua, dióxido de carbono, compuestos de azufre, condensables y polvos), que impiden o dificultan el transporte. En la segunda etapa, el gas se transporta por tuberías de gran diámetro y a altas presiones, las que en el transcurso del recorrido van disminuyendo, producto del rozamiento con las paredes de las tuberías. En el recorrido generalmente se intercalan plantas compresoras con la finalidad de restablecer la presión y dar continuidad al flujo de gas hasta su destino. Algunos consumos de envergadura, como por ejemplo plantas generadoras de electricidad y grandes industrias, se pueden encontrar directamente conectados al sistema de transporte. Finalmente, el gas llega a un punto de transferencia conocido como “City Gate” donde, previa reducción de su presión, ingresa en los sistemas de distribución. Empieza entonces, la tercera etapa, denominada distribución, la cual se inicia con el proceso de odorización del gas, esencial por razones de seguridad, para permitir su detección. Así el gas ingresa en los centros urbanos, llegando finalmente a la mayoría de los clientes, desde grandes consumos hasta el uso doméstico. En esta etapa el gas se distribuye a presiones más bajas, para lo que se precisan sucesivas etapas de reducción de la presión en las plantas reguladoras III.

GENERALIDADES

Gas es todo fluido que, a temperatura ambiente y presión atmosférica, mantiene un estado aeriforme (carece de forma y volumen propios, adoptando esas características del recipiente que lo contiene). Los componentes gaseosos con propiedades inflamables, son productos que se aproximan al concepto de combustible ideal, por su mayor limpieza en la combustión y su fácil manejo y disposición. El gas de origen natural es el mejor representante de esta familia, pero no el único. Otros gases combustibles, son los gases licuados de petróleo (propano, butano y sus mezclas), el gas de hulla y el hidrógeno. La historia a la que nos hemos de referir aquí es la evolución del gas natural en su interacción con el ser humano y las sociedades, dejando de lado antecedentes de otros combustibles gaseosos que, inclusive algunos de ellos, fueron usados con bastante antelación al gas natural. IV.

HISTORIA

PERSIA. Año 2000 AC. El gas emanó de la tierra y al parecer por un relámpago, se prendió originando fuego. Adoración y templos alrededor. Idem en GRECIA y la INDIA. CHINA. Año 200 AC. Primera perforación con varas de bambú, a 150 mts de profundidad, usado para sedar piedra de sal y evaporar agua. Posterior 2GM, se inicia el desarrollo del Gn en el mundo. En la primera parte de la “era del petróleo”, el gas natural fue considerado un subproducto de poco interés, que complicaba el trabajo de explotación del crudo. Por su dificultad de manejo y el alto nivel de inflamabilidad, frecuentemente los operarios de los pozos se veían obligados a parar las actividades para dejar escapar el gas que emanaba de la perforación. Los descubrimientos de gas asociado al petróleo eran una complicación más que un hallazgo comercial. Se buscaba alguna aplicación para no tener que ventearlo o quemarlo, y cuando era posible, como en el caso del gas no asociado, se lo conservaba en los reservorios bajo tierra. Para muchas empresas petroleras o carboníferas, el gas era una maldición Una vez comenzado este desarrollo comercial e industrial, las aplicaciones domésticas fueron ampliándose a la calefacción, la cocción y el secado, el calentamiento de agua y el movimiento de maquinarias y dispositivos. Su destino industrial inicial fue la generación de electricidad; la escasez de petróleo durante la Segunda Guerra Mundial incentivó la búsqueda de aplicaciones como sustituto de los líquidos, y los avances tecnológicos permitieron construir gasoductos de mejor calidad y mayor extensión, que conectaron la oferta con la demanda. Recién con un sistema desarrollado de transporte y distribución, la industria comenzó a utilizar en forma masiva el nuevo combustible en sus procesos manufactureros. En nuestro país, el desarrollo del GN, arranca en los años 70, con la interconexión entre la Guajira y Barranquilla, para llevar el gas de Ballenas y Chuchupa. 1977 Payoa, Provincia a Bucaramnga y Barrancabermeja. 1982 Neiva, gas del sur

En Colombia existe un sistema de transporte de gas de casi 5000 km que cubre la demanda de aproximadamente un 65% de los hogares colombianos. En la década de los 90 comenzó el desarrollo del plan de masificación de gas, en el cual se buscaba disminuir la dependencia de un sólo energético en el sector residencial y ampliar la canasta en los demás sectores de consumo. V.

GASODUCTOS

1. GASODUCTO BALLENAS – BARRANCABERMEJA Es un sistema de propiedad y operado por - TGI S.A. E.S.P. y tiene las siguientes características:           

Longitud Total : 771 km, incluidos ramales Diametro: 18 Pulgadas Capacidad de Transporte: 260 MPCD Poblaciones Conectadas: 35 Departamentos: Cesar, Magdalena, Santander y Guajira Propietario: TGI S.A. E.S.P. Operador: TGI S.A. E.S.P. Inicio de Operación: 12 de Marzo de 1996 Inicio de Construcción: 14 de Diciembre de 1994 Finalización Construcción: 24 de Febrero de 1996 Fecha de Transferencia del BOMT: 23 de Febrero del 2011

El gasoducto Ballena - Barrancabermeja cuenta seis (6) estaciones de compresión y una estación Terminal en Barrancabermeja (km 578,8 + 000), sistema de telecomunicaciones a lo largo del trazado, estaciones de lanzamiento y recepción de raspadores y válvulas de corte o seccionamiento. Los 578,8 km de construcción de la línea principal se realizó en tubería de 18 pulgadas de diámetro, con un espesor de 0.344" y calidad API 5LX-60; los 193 km de ramales de fueron construidos en tubería de 2", 3", 4" y 10" (Drummond) de diámetro, calidad API 5L Gr. B. La capacidad máxima de transporte del gasoducto Ballena - Barrancabermeja es de 260 MPCD, a condiciones de presión de 1,200 psig en la estación Ballena (Campo Chuchupa) y 650 psig en Barrancabermeja. Beneficia directamente a 37 poblaciones de los departamentos de La Guajira, Cesar, Magdalena y Santander. 2. GASODUCTO CENTRORIENTE  Longitud Total: 1092 km  Diámetro: 22, 20, 14, 12, 6 y 4 Pulgadas  Capacidad de Transporte: 230, 209, 195 y 15 MPCD.  Departamentos: Santander, Cundinamarca, Boyacá, Tolima y Huila.  Operador: TGI S.A. E.S.P. Los puntos de Entrada de Gas de este sistema son Cusiana, Cupiagua, ECP Dina, y ToquiToqui. Está conformado por los siguientes sectores:  Barrancabermeja – Mariquita  Mariquita – Gualanday

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Gualanday – Dina Montañuelo – Gualanday. Este sistema cuenta con 3 sectores: Un primer tramo en 28.5 kilómetros de tubería de 6" hasta la reducción de 6" a 4". Un segundo tramo de 4 kilómetros en 4" desde la reducción de 6" a 4" hasta Chicoral. Y un tercer tramo de 6 kilómetros en tubería de 6" desde Chicoral hasta el Centro Operacional de Gualanday. Dina-Tello-Los Pinos Vasconia – Cogua Variante Puente Guillermo – Sucre Oriental, con longitud de 34.8 km en tubería de 20" de diámetro.

Cuenta con 3 estaciones de compresión: Barrancabermeja, Vasconia y Mariquita. 3. GASODUCTO BOYACÁ SUR DE SANTANDER El Gasoducto de Boyacá y Santander fue asumido por TGI el 22 de Octubre de 2009. Se alimenta de Gas Cusiana por el Gasoducto Cusiana – La Belleza. Tiene una longitud aproximada de 308 km. y suministra gas a 40 localidades de los municipios de Boyacá y Santander. Cuenta con los siguientes gasoductos troncales:  Troncal – Teatinos – Belencito: 10” de diámetro, 85km de longitud, cuenta con 4 válvulas de seccionamiento (Oicatá, Tuta, Duitama y Chicamocha) distribuidas a lo largo del gasoducto troncal.  Troncales Samaná, Sora, Raquira, Villa de Leiva, Santa Sofía, Sáchica y Bolivar, con diámetro de 2” y longitudes entre 700 mts y 22 kilómetros.  Troncal Otero – Santana: 8” de diámetro, 44 kilómetros de longitud, cuenta con una válvula de seccionamiento en Togüí. 4. GASODUCTO MARIQUITA – CALI     

Longitud Total: 760 km incluidos ramales. Diámetro: 20, 8, 6 y 4 Pulgadas Capacidad de Transporte: 168 MPCD Departamentos: Tolima, Risaralda, Quindío y Valle del Cauca. Operador: Transgas de Occidente S.A.

La construcción y operación de este gasoducto fue adjudicada a la firma Transgas de Occidente S.A. por el sistema BOMT. Una vez este BOMT finalice (transferencia en el 2017) pasará a formar parte de la red de Gasoductos de TGI. Suministra gas natural a más de 90 municipios de la región del Valle y el Eje Cafetero y las térmicas Termovalle y Termoemcali. Cuenta con la estación compresora de Padua operada por TGI. El Gasoducto Mariquita – Cali tiene un diámetro de 20", y la extensión total es de 760 kilómetros, de los cuales 417 kilómetros corresponden a ramales y 343 kilómetros a la red troncal. 5. GASODUCTO CUSIANA-APIAY-USME    

Longitud Total: 409 km incluidos los ramales. Cusiana-apiay-usme-2016 Diámetro: 12,10 y 6 pulgadas Capacidad de Transporte: 30/17 MPCD

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Departamentos: Casanare, Meta y Cundinamarca (USME)

Propiedad de TGI S.A. E.S.P. Inició operaciones en junio de 1995 y satisface las necesidades de gas natural de las ciudades de Villavicencio y Bogotá Distrito Capital, las Termoeléctricas de Ocoa y Termosuria y varias poblaciones de los departamentos de Casanare, Meta y Cundinamarca. Se encuentra conformado por los siguientes sectores troncales: ariari-2016  Cusiana – Apiay: Con una longitud de 148 kilómetros en tubería de 12" (65 kilómetros) y 10" (83 kilómetros) de diámetro.  Apiay – Termocoa: Se localiza en el departamento del Meta con una longitud de 36.4 kilómetros en tubería de 6" de diámetro.  Apiay – Usme: Con una longitud de 122 kilómetros en tubería de 6" de diámetro.  Gasoducto del Ariari: Tiene una longitud de 60.1 kilómetros en 3" de diámetro que suministra gas a las poblaciones de Guamal, San Martín, Castilla y Granada en el departamento del Meta. 6. GASODUCTO CUSIANA – PORVENIR – LA BELLEZA      

Longitud Total: 406 km, incluidos ramales cusiana-porvenir-labelleza-2016 Diámetro: 20 pulgadas Capacidad de Transporte: 392 MPCD Departamentos: Casanare, Boyacá y Santander Propietario: TGI S.A. ESP

Este gasoducto, propiedad de TGI S.A. E.S.P. se localiza en los departamentos de Casanare, Boyacá. Tiene una longitud total de 406 Km incluyendo los ramales y tubería de 20 pulgadas de diámetro. La capacidad máxima del gasoducto es de 392 MMSCFD. Actualmente es el principal centro de suministro de gas de la capital del país de los campos de Cusiana y Cupiaga en los Llanos Orientales; también suministra gas a los ramales de Boyacá y Santander; cuenta con dos estaciones de compresión; Miraflores y Puente Guillermo. 7. GASODUCTO CUSIANA – MORICHAL – YOPAL      

Longitud Total: 13.2 km. morichal-yopal-2016 Diámetro: 4 pulgadas. Capacidad de Transporte: 5 MPCD. Departamentos: Casanare. Propietario: TGI S.A. ESP.

Localizado en el departamento de Casanare, tiene una longitud de 13.2 kilómetros y 4" de diámetro. Atiende el suministro de Gas Natural domiciliario del municipio de Yopal, en el departamento del Casanare, con gas del Campo Morichal. Su capacidad total de transporte es de 5 MPCD. Este gasoducto tiene como punto de entrada de gas la trampa de raspadores de Yopal. 8. GASODUCTO DE LA SABANA

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Longitud Total: 150 km Diámetro: 20 pulgadas Capacidad de Transporte: 140 MPCD Departamentos: Cundinamarca (Sabana de Bogotá) Operador: Gas Natural S.A. Propietario: TGI S.A. ESP

Este gasoducto cuenta con una estación de compresión automatizada. La operación y el mantenimiento del Gasoducto de La Sabana es realizada por la empresa "Gas Natural S.A", mediante un contrato de O&M con duración de 20 años desde el 1 de febrero del año 1999 hasta el 31 de enero de 2019. V * ESTACIONES DE COMPRESIÓN El sistema de transporte de TG,I cuenta con 14 estaciones compresoras con una potencia instalada total de 172060 HP. La función de una estación compresora de gas es elevar la presión del fluido en la línea, con el fin de suministrarle la energía necesaria para su transporte. En la estación el flujo inicia su recorrido por la línea de succión, pasando por equipos de subprocesos como; el cromatógrafo, el cual registra algunos parámetros que miden la calidad del gas. El slug catcher en el que se expande el gas, ayudando a separar los condensados. El filtro de succión o separador encargado de extraer impurezas sólidas. El medidor ultrasónico de flujo que registra y almacena datos de presión, temperatura, volumen y caudal. Y el higrómetro que muestra temperaturas de rocío. El gas continúa su recorrido a los compresores, entrando a los "scrubbers" de succión y de combustible, estos extraen aún más los líquidos del gas. Luego sigue a los cabezales de succión y entra al compresor. Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras. Para bajar su temperatura, el gas pasa a través de los enfriadores o "coolers" y después entra al filtro de descarga o coalescente, éste ayuda a separar los líquidos del gas y seguidamente hace registro en el medidor Ultrasónico de flujo de esta línea.

9. GASODUCTO PROMIGAS. BALLENAS CARTAGENA JOBO Está conformado por dos subsistemas: Ballena -Cartagena y Cartagena -Jobo. El primero, con una longitud total de 673,3 Km. de tubería, transporta gas natural proveniente de los campos del departamento de La Guajira denominados Chuchupa y Ballena. El gas se recibe en la Estación Ballena (La Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta, Barranquilla y

Cartagena, atendiendo, además, a lo largo de su recorrido, a varias poblaciones, plantas termoeléctricas de la Costa Atlántica, distribuidoras de gas natural y otros clientes industriales. El segundo subsistema, de 193 Km. de longitud, transporta gas natural proveniente de los yacimientos denominados La Creciente y Arianna, ubicados en los municipios de San Pedro (Sucre) El Viajano (Córdoba) respectivamente. El gas de estos pozos atiende, a lo largo de su recorrido, a ciudades, poblaciones y sector industrial desde Cartagena (en la entrada del subsistema en Mamonal) hasta la población de Caucasia (ubicado en la cola del sistema). Este subsistema puede ser abastecido con gas proveniente de los pozos de La Guajira, en el caso de que no se cuente con producción de los pozos de La Creciente y Arianna, a través de la estación Mamonal que conecta ambos subsistemas. También se cuenta con sistemas regionales de transporte con una longitud total de 871,7 km de tubería (entre los cuales contamos el SRT (Sistema Regional de Transporte) de Mamonal con 8,2 Km) y la red de distribución de Barranquilla, esta última con una longitud de 76,3 Km, para atender los diferentes consumidores del sector industrial, domiciliario, vehicular y termoeléctrico. QUIMICA DEL GAS NATURAL    

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Los hidrocarburos, son compuestos químicos formados únicamente por carbono e hidrógeno, que en la naturaleza se encuentran constituyendo el petróleo y el gas natural. Materia, es todo aquello que ocupa espacio y posee masa. La materia se clasifica en mezclas y sustancias puras. Las mezclas, son combinaciones de sustancias puras en proporciones variables. Las sustancias puras, comprenden los compuestos y los elementos. Los compuestos están formados por una combinación de elementos. Según la cantidad de átomos de carbono e hidrógeno que contenga la molécula, se tendrán hidrocarburos de distinto peso molecular. Los de menor peso serán gases en condiciones ambientales y, a medida que aumenta dicho peso o, lo que es lo mismo, el número de átomos de carbono, serán líquidos y así hasta llegar a sólidos. Átomos El átomo es la unidad de materia más pequeña de un elemento químico que mantiene su identidad o sus propiedades. Los físicos han encontrado la manera de seguir descomponiendo el átomo, pero lo que obtienen de esta manera son partículas componentes de los átomos, llamadas electrones, protones y neutrones. Elementos: Sustancia constituida por átomos de la misma naturaleza, que no se puede descomponer en otra más simple. En la naturaleza se encuentran noventa y dos de estos elementos, aunque se conocen aproximadamente ciento veinte, pero los últimos han sido producidos artificialmente. Moléculas: Los átomos se combinan entre sí para formar moléculas. Así como el átomo es la partícula más pequeña de un elemento, la molécula es la partícula más pequeña de una sustancia compuesta. Pueden combinarse átomos de la misma sustancia o de sustancias diferentes. Por ejemplo el agua, cuya fórmula química es H2O, es una combinación de hidrógeno y de oxígeno. Dos átomos de hidrógeno y un átomo de oxígeno forman una molécula de agua.

Las proporciones relativas en que se encuentran, dentro de la molécula, los átomos de carbono e hidrógeno, así como la forma en que se presentan los enlaces de los mismos, dan lugar a la clasificación de los hidrocarburos en los siguientes grupos: 1) Hidrocarburos parafínicos 2) Hidrocarburos isoparafínicos 3) Hidrocarburos olefínicos 4) Hidrocarburos nafténicos 5) Hidrocarburos aromáticos Hidrocarburos parafínicos Responden a la fórmula CnH2n+2 y sus átomos de carbono están dispuestos según una cadena abierta lineal; donde C significa átomo de carbono, H significa átomo de hidrógeno y n significa cantidad de átomos. Son hidrocarburos saturados, cuya denominación posee una raíz que indica el número de átomos de carbono y una terminación común ANO. Estos son los que comúnmente intervienen en la composición del gas natural y gases combustibles en general. Hidrocarburos isoparafínicos Son isómeros de los parafínicos, es decir, responden a la misma fórmula general CnH2n+2, pero sus átomos de carbono están dispuestos según una cadena abierta ramificada. Están también saturados y su denominación es equivalente, aunque anteponiendo el prefijo ISO. La mayoría de sus propiedades son diferentes, a excepción de las físicas como densidad, punto de ebullición, peso molecular, etcétera. Hidrocarburos olefínicos

Responden a la fórmula CnH2n y sus átomos de carbono están dispuestos según una cadena abierta. No son saturados ya que no poseen los 2n+2 átomos de hidrógeno necesarios para saturar todas las valencias o ligaduras de los átomos de carbono; por consiguiente, se representan con enlaces dobles entre estos últimos, tornándolos inestables, de fácil ruptura o reacción de adición, sustitución o condensación. Se los denomina con el sufijo ENO, o más comúnmente ILENO; y dentro de este grupo existen también los del tipo ‘Diolefínicos’. En general no se encuentran en el gas natural, sino que se originan en el proceso de craqueo del petróleo. Hidrocarburos alicíclicos. Los hidrocarburos alicíclicos, son compuestos de propiedades muy semejantes a las de los alifáticos de cadena abierta, pero poseen estructura cíclica. Se conocen principalmente los cicloalcanos o cicloparafinas (hidrocarburos alicíclicos saturados) y cicloalquenos. Los primeros tienen formula general CnH2n, por lo cual son isómeros de las olefinas acíclicas. Los cicloalquenos, pueden tener uno o más dobles enlaces en sus anillos. Muchos petróleos son particularmente ricos en cicloparafinas, que son conocidas en esta industria como los naftenos. Entre ellos, los más comunes son el cilcopentano, el ciclohexano, el metil ciclopentano, el metil ciclohexano y el 1,2 – dimetil ciclopentano. Hidrocarburos aromáticos. Se consideran como hidrocarburos aromáticos también llamados “árenos”, aquellos que tienen en su estructura uno o más anillos bencénicos. El benceno o benzol, C6H6, se conoce desde 1825, cuando Faraday lo obtuvo por destilación fraccionada de un aceite, subproducto de la fabricación del gas de alumbrado a partir de aceite de ballena. En 1845, A. W. Hofmann, lo aisló del alquitrán de hulla, que es con el petróleo, su fuente principal. Loa árenos o aromáticos, mononucleares pequeños como el benceno, el tolueno y los xilenos, son líquidos a temperatura ambiente (25 ºC). Son insolubles en agua, pero se disuelven fácilmente en etanol y éter. Son buenos disolventes de compuestos orgánicos y presentan alguna polaridad al interactuar con otros compuestos que atraen sus electrones. Son altamente inflamables y cuando arden, lo hacen con mucha formación de humo por el alto contenido de carbón. VI.

Composición típica del Gas Natural Componente Metano (C1) Etano (C2) Propano (C3) n-Butano (nC4) IsoButano (iC4) n-Pentano (nC5) i-Pentano (iC5) n-Hexano (nC6) n-Heptano (nC7) Nitrógeno

Fórmula Química CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C6H14 C7H14 N2

Estado Físico Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Líquido Líquido Líquido Líquido Gaseoso

Composición % 55,00-98,00 0,10-20,00 0,05-12,00 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,50 0,01-0,40 0,10-5,00

Dióxido Carbónico Oxígeno Sulfuro de Hidróg Helio VII.

C02 02 H2S He

Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso

0,20-30,00 0,09-30,00 Trazas-28,00 Trazas-4,00

Cromatografía

La cromatografía de gases, es el procedimiento comúnmente utilizado en el análisis químico. Básicamente, la cromatografía de gases consiste en procedimiento, donde se inyecta en la cabeza de una columna cromatográfica, una muestra que se vaporiza. La muestra, se transporta a través de la columna por el flujo de fase inerte, llamado gas de arrastre. La propia columna contiene una fase líquida estacionaria que se adsorbe sobre la superficie de un sólido inerte. En la industria del petróleo juega una función primordial. Por medio de la cromatografía, se pueden analizar los constituyentes de las gasolinas, las mezclas de gases de refinería, gases de combustión, etc. Cromatografía de Gases: es una de las más empleadas. En ella se separan los componentes en fase de vapor: 1. La mezcla (analito) se inyecta en el extremo de un tubo de vidrio 2. Se añade helio a la mezcla formando la fase móvil que se desplaza por el tubo 3. Sobre el tubo hay una fina capa de líquido (fase estacionaria) 4. La fase estacionaria retiene en mayor o menor medida los componentes de la fase móvil haciendo que se desplacen separados y a distinta velocidad 5. Al final del tubo hay un detector que se activa según van llegando los componentes separados 6. El resultado de las señales del detector con el paso del tiempo forma el cromatograma (ver figura).

VIII.

Composición del gas natural

El gas natural está constituido principalmente por metano (CH4), en proporciones que oscilan entre 80 y 95% del volumen; el resto son hidrocarburos de orden superior, parafinas e

isoparafinas (ricos en hidrógeno), en casi su totalidad, tales como etano (C2H6), propano (C3H8), butanos (C4H10), pentanos (C5H12), hexanos (C6H14) y algunos superiores. Contiene también vapor de agua (H2O), en proporciones variables hasta la saturación, y aun agua condensada. Puede contener gases inertes como el dióxido de carbono (CO2), el nitrógeno (N2) y el helio (He2); y productos contaminantes como el sulfuro de hidrógeno (SH2) y el mercurio (Hg). Composición Típica de los gases en Colombia ZONA CO2 N2 He O2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7⁺ TOTAL GPM PM IX.

CUSIANA 5,00 0,65 0,03 0,00 78,32 9,40 3,89 0,81 0,99 0,34 0,24 0,19 0,14 100,00 2,00 21,27

% Mol LISAMA 0,42 0,61 0,00 0,00 90,09 7,20 1,03 0,15 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 100,00 0,49 17,81

PROVINCIA 0,75 0,35 0,00 0,00 90,29 6,47 1,73 0,15 0,17 0,05 0,04 0,00 0,00 100,00 0,61 17,87

GUAJIRA 0,03 1,48 0,00 0,03 97,32 1,05 0,05 0,02 0,01 0,00 0,01 0,00 0,00 100,00 0,03 16,41

HUILA 0,48 1,35 0,00 0,00 70,69 9,65 12,20 1,32 4,31 0,00 0,00 0,00 0,00 100,00 5,14 23,48

Especificaciones de calidad del gas natural

El gas natural crudo, proveniente de un yacimiento, contiene un gran número de impurezas y contaminantes, que es necesario remover para lograr un adecuado transporte y distribución del mismo, como así también obtener un producto apropiado para su utilización. En nuestro país, las impurezas y contaminantes presentes en el gas natural son: 1) Agua (H2O) 2) Dióxido de carbono (CO2) 3) Sulfuro de hidrógeno (SH2) 4) Otros compuestos de azufre (RSH) 5) Nitrógeno (N2) 6) Hidrocarburos condensados (HC) 7) Partículas sólidas y líquidas 8) Otras impurezas Los inconvenientes que presentan cada uno de estos componentes, para el transporte, distribución y utilización del gas, se resumen a continuación:  Agua. Es el elemento que provoca mayores perjuicios al transporte y a la tubería en sí, por la formación de hidratos de gas que pueden obstruir parcial o totalmente el gasoducto; y por su acción corrosiva sobre el material, en combinación con el dióxido de carbono y/o el sulfuro de hidrógeno presentes en el gas.

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Dióxido de carbono. Además de su acción corrosiva sobre el material de la tubería, en combinación con el agua, actúa como producto inerte reduciendo el contenido calórico del gas, en su utilización como combustible. Sulfuro de hidrógeno. Este elemento no solo tiene una gran acción corrosiva sobre el material de la tubería, sino que además es un contaminante de alta toxicidad para el ser humano. Otros compuestos de azufre En este caso, en general se hace referencia a los productos utilizados como odorantes (Mercaptanos), ya que el gas natural prácticamente no contiene compuestos de azufre, a excepción del SH2, los cuales en la combustión son generadores de dióxido de azufre (SO2), uno de los principales indicadores de la contaminación ambiental, componente de la lluvia ácida. Nitrógeno Elemento que actúa como inerte, reduciendo el contenido calórico del gas, y en la combustión como generador de óxidos de nitrógeno (NOx). Es otro de los indicadores de la contaminación ambiental, formador de la lluvia ácida. Sistema Agua-Hidrocarburos Por muchos años, las obstrucciones o taponamientos de las tuberías de gas se atribuían al mero resultado de la formación de hielo. Aproximadamente en el año 1934, luego de largas y costosas investigaciones, se llegó a la conclusión de que, el “hielo” que causaba los taponamientos, no podía ser otra cosa que compuestos sólidos formados por agua e hidrocarburos, denominados “Hidratos del gas”, y que el hidrato se podía formar a temperaturas por encima del punto de congelamiento del agua

En la actualidad ya se conoce la composición de los hidratos y los parámetros entre los cuales se favorece su creación, mediante los cuales se está en condiciones de evitar la formación de hidratos y su eliminación después de que se han formado en la tubería. X.

CLASIFICACIÓN

Clasificación del Gas Natural, según su Composición: 

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Gas dulce: Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrógeno (H,S), menores a 4 ppm,v. La GPSA define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4 ppm, v de H,S; menos del 3,0% de CO, y 6 a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (pcn). Gas agrio o ácido: Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono (CO2) y otras componentes ácidos (COS, CS2, RHS), razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. Gas rico (húmedo): Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos, C3⁺,' de, aproximadamente, 3,O GPM (galones por 1.000 pies cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. Gas pobre (seco): Es un gas que prácticamente está formado por metano (C1,) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en inglés "wet gas", al que contiene vapor de agua y "gas seco" (inglés "dry gas"), al que no contiene vapor de agua. El ingeniero debe tener presente los problemas de semántica que, por lo general, se observan en estos casos. Gas condensado: Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%).

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XI.

La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos. Gas asociado. Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. Gas no asociado Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto principalmente por metano (C 1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+ 1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas. Procesamiento del Gas Natural

El Gas Natural tiene que procesarse para poder cumplir con estándares de calidad Los estándares son especificados por las compañías de transmisión y distribución, las cuales varían dependiendo del diseño del sistema de tuberías y de las necesidades del mercado, que se quiere atender. Las etapas a seguir para el procesamiento del Gas Natural, son  Separación líquidos y sólidos del gas  Endulzamiento  Deshidratación  Recuperación de los líquidos del GN