• Author / Uploaded
• Jose G Villarroel M

Citation preview

República Bolivariana de Venezuela. Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria. Universidad Nacional Experimenta de los Llanos Centrales “Rómulo Gallegos”. Área de Ingeniería, Arquitectura y Tecnología. Carrera: Ingeniería en Hidrocarburos Mención: Petróleo y Gas Unidad Curricular: Sistema de Compresión

Proceso y Acondicionamiento del Gas Natural

Profesor: Elio Rojas

Integrantes: C.I 27238027 Jesús Gil C.I 28219848 Dulce Valera C.I 27468882 Leidy Gallosa C.I 26848990 Luiseidy Morales C.I 27066514 Victoria Montenegro C.I 26345811 Mariangel Seijas C.I 26495089 José Villarroel C.I

Lixsiel Brito

C.I

Michel Alonso

San Juan de los Morros; Noviembre del 2018

Índice Introducción………………………………………………………………………….3 Proceso y acondicionamiento del Gas natural…………………………………..4 Contaminantes del gas natural……………………………………………………5 Hidratos de gas…………………………………………………………………….11 Medios de agitación del agua y gas……………………………………………..12 Deshidratación del gas natural…………………………………………………..13 Hidrodesulfuración (eliminación de azufre)…………………………………….15 Unidades de aminas………………………………………………………………16 Odorización del gas natural………………………………………………………18 Gas natural licuado………………………………………………………………..20 Licuefacción………………………………………………………………………..21 Proceso de enfriamiento………………………………………………………….22 Almacenamiento del GNL…………………………………………………………23 Gas licuado de petróleo (GLP)……………………………………………………24 Propiedades del GLP………………………………………………………………26 Propano y Butano………………………………………………………………….26 GLP en refinerías…………………………………………………………………..28 Conclusión………………………………………………………………………….33 Referencias Bibliográficas…………………………………………………………34

Introducción

El

gas

natural

se

llama gas

dulce cuando

está

relativamente

libre

de sulfuro de hidrógeno. El gas que contiene sulfuro de hidrógeno se llama gas amargo . Hay muchas maneras de configurar los diversos procesos de la unidad utilizados en el procesamiento de gas natural crudo. El siguiente diagrama de flujo de bloques es una configuración generalizada y típica para el procesamiento de gas natural crudo de pozos de gas no asociados. Muestra cómo el gas natural crudo se transforma en gas de ventas canalizado a los mercados de usuarios finales. 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 llaman gas ácido. El gas natural crudo también puede provenir de depósitos de metano en los poros de las vetas de carbón, y especialmente en un estado más concentrado de adsorción sobre la superficie del carbón en sí. Dicho gas se conoce como gas de lecho de carbón o metano de lecho de carbón (gas de la capa de carbón en Australia). El gas de carbón se ha convertido en una importante fuente de energía en las últimas décadas. El uso principal del GNL es simplificar el transporte de gas natural desde la fuente hasta un destino. A gran escala, esto se hace cuando la fuente y el destino se encuentran uno al otro a través del océano. También se puede utilizar cuando no se dispone de la capacidad adecuada de la tubería. Para usos de transporte a gran escala, el GNL generalmente se re gasifica en el extremo receptor y se empuja hacia la infraestructura local de gasoducto de gas natural. El GLP tiene una gran variedad de usos, principalmente utilizados para cilindros en diferentes mercados como un eficiente contenedor de combustible en los sectores agrícola, de recreación, hotelería, calefacción, construcción, navegación y pesca. Puede servir como combustible para cocinar, calefacción central y para calentar el agua y es una forma particularmente rentable y eficiente de calentar hogares fuera de la red.

Proceso y acondicionamiento del Gas natural Después de extraer el gas, es necesario procesarlo de tal manera que cumpla con los requerimientos necesarios para su uso final y los estándares regulatorios. Para cada yacimiento, la composición del gas natural es única, por lo que el tratamiento implementado en cada campo de producción puede ser diferente. En general el procesamiento consiste en la remoción de agua, partículas sólidas, hidrocarburos pesados, compuestos de azufre y de nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros. Las operaciones generales que se realizan en el procesamiento del gas son:



Separación inicial: Debido a que los yacimientos pueden contener gas, petróleo y agua, las tres sustancias requieren ser separadas, lo cual se hace aprovechando las diferencias de densidad entre ellas, en una sola operación. El gas es la sustancia menos densa por lo que sale por la parte superior del separador. El agua es la sustancia con mayor densidad de la mezcla y es retirada por la parte inferior.



flota sobre el agua pues su densidad es menor, lo que permite que sea separado por la mitad. Si el gas es libre, es decir, no está acompañado de crudo, este paso puede no ser necesario.



Filtrado: Por medio de filtros se retira el material sólido contenido en el gas.



Endulzamiento: En los yacimientos junto con el gas, el petróleo y el agua hay otras sustancias como dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El dióxido de carbono en presencia de agua líquida produce corrosión y en condiciones criogénicas (bajas temperaturas) puede producir taponamientos por solidificación. El ácido sulfhídrico es un compuesto altamente tóxico en

concentraciones por debajo de 100 partes por millón. Por lo anterior estas sustancias deben ser removidas. 

Deshidratación: Si el contenido de vapor de agua en el gas es muy alto, se corre el riesgo que en los gasoductos se formen hidratos de metano sólidos, en las zonas donde la presión sea elevada y la temperatura reducida, generando grandes problemas en el transporte. Por esa razón es necesario retirar el vapor, lo cual se hace generalmente mediante absorción con glicol (TEG: trietilenglicol), en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco. Existen otros métodos físicos como el uso de tamices moleculares.



Extracción de hidrocarburos pesados: Dependiendo de la composición del gas natural, en esta fase se retiran hidrocarburos líquidos valiosos como lo son el etano, propano, GLP y gasolina natural. El gas procesado debe cumplir las especificaciones de dew point de hidrocarburos y el poder calorífico. Los procesos más usados son: absorción con aceites livianos refrigerados, refrigeración externa y sistemas turboexpansor.



Compresión: Para que el gas pueda ser transportado por gasoductos, su presión debe incrementarse por medio de compresores.

Contaminantes del gas natural El acondicionamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar: 

Toxicidad del H2S.



Corrosión por presencia de H2S y CO2.



En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.



Disminución del poder calorífico del gas.



Promoción de la formación de hidratos.



Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.



Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

Límites admisibles de compuestos contaminantes y sus efectos a la salud PARTÍCULAS EN SUSPENSIÓN (PM) Valores fijados en las Directrices PM2.5: 10 µg/m3 de media anual - 25 µg/m3 de media en 24h PM10: 20 µg/m3 de media anual - 50 µg/m3 de media en 24h Las Directrices fijan por primera vez un valor de referencia para las partículas en suspensión (PM). El objetivo consiste en reducir al máximo las concentraciones. Como no se conoce un umbral de PM por debajo del cual desaparezcan los efectos nocivos para la salud, el valor recomendado debe representar un objetivo aceptable y alcanzable a fin de minimizar dichos efectos en función de las limitaciones, las capacidades y las prioridades locales en materia de salud pública.

Definición y fuentes principales Las PM afectan a más personas que cualquier otro contaminante y sus principales componentes son los sulfatos, los nitratos, el amoníaco, el cloruro sódico, el carbón, el polvo de minerales y el agua. Las PM consisten en una compleja mezcla de partículas líquidas y sólidas de sustancias orgánicas e inorgánicas suspendidas en el aire. Las partículas se clasifican en función de su diámetro aerodinámico en PM10 (partículas con un diámetro aerodinámico inferior a 10 µm) y PM2.5 (diámetro aerodinámico inferior a 2,5 µm). Estas últimas suponen mayor peligro porque, al inhalarlas, pueden alcanzar las zonas periféricas de los bronquiolos y alterar el intercambio pulmonar de gases. Efectos sobre la salud Los efectos de las PM sobre la salud se producen a los niveles de exposición a los que está sometida actualmente la mayoría de la población urbana y rural de los países desarrollados y en desarrollo. La exposición crónica a las partículas aumenta el riesgo de enfermedades cardiovasculares y respiratorias, así como de cáncer de pulmón. En los países en desarrollo, la exposición a los contaminantes derivados de la combustión de combustibles sólidos en fuegos abiertos y cocinas tradicionales en espacios cerrados aumenta el riesgo de infección aguda en las vías respiratorias inferiores y la mortalidad por esta causa en los niños pequeños; la polución atmosférica en espacios interiores procedente de combustibles sólidos constituye también un importante factor de riesgo de enfermedad pulmonar obstructiva crónica y cáncer de pulmón entre los adultos. La mortalidad en ciudades con niveles elevados de contaminación supera entre un 15% y un 20% la registrada en ciudades más limpias. Incluso en la UE, la esperanza de vida promedio es 8,6 meses inferior debido a la exposición a las PM2.5 generadas por actividades humanas.

DIÓXIDO DE NITRÓGENO (NO2) Valores fijados en las Directrices 40 µg/m3 de media anual - 200 µg/m3 de media en 1h El valor actual de 40 µg/m3 (de media anual) fijado en las Directrices de la OMS para proteger a la población de los efectos nocivos para la salud del NO2 gaseoso no ha cambiado respecto al recomendado en las directrices anteriores. Definición y fuentes principales Como contaminante atmosférico, el NO2 puede correlacionarse con varias actividades: Como contaminante atmosférico, el NO2 puede correlacionarse con varias actividades: En concentraciones de corta duración superiores a 200 mg/m3, es un gas tóxico que causa una importante inflamación de las vías respiratorias Es la fuente principal de los aerosoles de nitrato, que constituyen una parte importante de las PM2.5 y, en presencia de luz ultravioleta, del ozono. Las principales fuentes de emisiones antropogénicas de NO2 son los procesos de combustión (calefacción, generación de electricidad y motores de vehículos y barcos). Efectos sobre la salud Estudios epidemiológicos han revelado que los síntomas de bronquitis en niños asmáticos aumentan en relación con la exposición prolongada al La disminución del desarrollo de la función pulmonar también se asocia con las concentraciones de NO2

registradas

norteamericanas.

(u

observadas)

actualmente

en

ciudades

europeas

y

DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) Valores fijados en las Directrices 20 µg/m3 de media en 24h - 500 µg/m3 de media en 10 min La concentración de SO2 en períodos promedio de 10 minutos no debería superar los 500 µg/m3. Los estudios indican que un porcentaje de las personas con asma experimenta cambios en la función pulmonar y síntomas respiratorios tras períodos de exposición al SO2 de tan sólo 10 minutos. La revisión de la directriz referente a la concentración de SO2 en 24 horas, que ha descendido de 125 a 20 µg/m3, se basa en las siguientes consideraciones: Los efectos nocivos sobre la salud están asociados a niveles de SO2 muy inferiores a los aceptados hasta ahora. Se requiere mayor grado de protección. Pese a las dudas que plantea todavía la causalidad de los efectos de bajas concentraciones de SO2, es probable que la reducción de las concentraciones disminuya la exposición a otros contaminantes. Definición y fuentes principales El SO2 es un gas incoloro con un olor penetrante que se genera con la combustión de fósiles (carbón y petróleo) y la fundición de menas que contienen azufre. La principal fuente antropogénica del SO2 es la combustión de fósiles que contienen azufre usados para la calefacción doméstica, la generación de electricidad y los vehículos a motor. Efectos sobre la salud SO2 puede afectar al sistema respiratorio y las funciones pulmonares, y causa irritación ocular. La inflamación del sistema respiratorio provoca tos, secreción mucosa y agravamiento del asma y la bronquitis crónica; asimismo, aumenta la propensión de las personas a contraer infecciones del sistema respiratorio.

Los ingresos hospitalarios por cardiopatías y la mortalidad aumentan en los días en que los niveles de SO2 son más elevados. En combinación con el agua, el SO2 se convierte en ácido sulfúrico, que es el principal componente de la lluvia ácida que causa la deforestación. OZONO (O3) Valores fijados en las Directrices 100 µg/m3 de media en 8h El límite (fijado previamente en 120 mg/m3 de media en 8h) ha descendido a 100 mg/m3 de media en 8h en base a la relación concluyente establecida recientemente entre el nivel de ozono y la mortalidad diaria en concentraciones inferiores a 120 mg/m3. Definición y fuentes principales El ozono a nivel del suelo -que no debe confundirse con la capa de ozono en la atmósfera superior- es uno de los principales componentes de la niebla tóxica. Éste se forma por la reacción con la luz solar (fotoquímica) de contaminantes como los óxidos de nitrógeno procedentes de las emisiones de vehículos o la industria y los compuestos orgánicos volátiles emitidos por los vehículos, los disolventes y la industria. Los niveles de ozono más elevados se registran durante los períodos de tiempo soleado. Efectos sobre la salud El exceso de ozono en el aire puede producir efectos adversos de consideración en la salud humana. Puede causar problemas respiratorios, provocar asma, reducir la función pulmonar y originar enfermedades pulmonares. Actualmente se trata de uno de los contaminantes atmosféricos que más preocupan en Europa. Diversos estudios europeos han revelado que la mortalidad diaria y mortalidad por cardiopatías aumentan un 0,3% y un 0,4% respectivamente con un aumento de 10 µg/m3 en la concentración de ozono.

Hidratos de gas 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, una 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. El butano al estado puro no forma hidratos pero sí lo forma con otros compuestos. Condiciones de formación de Hidratos de gas natural Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formación de hidratos de gas natural pudiéndose formar aún a temperaturas superiores a la del congelamiento del agua. Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de agua en un gas natural debe ser disminuido a valores tales que en ningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmente con gases que contengan CO2 ó H2S que formarán acido con agua condensada.

Medios de agitación del agua y gas. La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación, inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vez que esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido. La temperatura a la cual comenzará la formación de hidratos se obtiene de gráficos construidos en base a datos experimentales para una presión especificada y un gas cuya densidad conocemos. La temperatura de formación de hidratos será mayor a medida que aumente la densidad del gas. Una vez formado el hidrato no queda alternativa que disminuir la presión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gas que es venteado a la atmósfera. La desaparición de hidratos puede demorar y ser difícil de alcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodos luego que los hidratos han desaparecido. Prevención contra la formación de Hidratos de gas natural Mínimo contenido de agua. Calentamiento de la corriente fría proveniente del pozo. Inyección de depresores del punto de congelación: Metanol, etileno glycol (EG), dietilenglicol (DEG), trietilenglicol (TEG), tetraenglicol (T4EG).

Deshidratación del gas natural La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Planta deshidratadora Una Planta Deshidratadora es una instalación compuesta fundamentalmente por equipos destinados a separar el agua que el petróleo puede contener en el momento de su extracción. Estos equipos están complementados con los de bombeo, calentamiento y accesorios necesarios. Técnicas más comunes de deshidratación del gas natural Proceso de deshidratación del gas con Aminas (MDEA): En un típico sistema de aminas el gas a tratar

ingresa desde una unidad “Scrubber” cuya función es

remover agua e hidrocarburos líquidos, a la torre absolvedora donde se contacta en contracorriente con la solución de aminas. Luego del contacto amina – gas, la amina deja el fondo del absolvedor “cargada” con los gases ácidos (solvente rico). El solvente rico es “flasheado” en un tanque para remover de los gases de hidrocarburos y los condensados disueltos. Luego del tanque flash la amina rica (en CO2 / SH2) pasa por un intercambiador amina rica / pobre y finalmente a la torre de “stripping” donde el calor proveniente del “reboiler” rompe las uniones amina – CO2 / SH2 separándose los gases ácidos por un lado y la amina pobre por otro. Usualmente el calor del reboiler es provisto por vapor de agua saturado a 45 /55 psia (274 / 287 oF) el que produce una temperatura de stripping (regeneración) máxima de 260 oF (127 oC).

Deshidratación de Gases con Glicoles (TEG) La deshidratación de gas es el proceso de remoción de vapor de agua en una corriente gaseosa para reducir la temperatura a la cual el agua condensará en la línea. Esta temperatura se denomina punto de rocío del gas. Además, la deshidratación a punto de rocío por debajo de la temperatura operativa del gas, previene formación de hidratos y corrosión por agua condensada. La capacidad de una corriente gaseosa para mantener vapor de agua es reducida si se comprime o enfría luego el agua puede también ser removida de la corriente gaseosa comprimiendo o enfriando la misma. El proceso con glicol se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro. La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de rocío del gas. En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un removedor de líquidos libres. Luego, el gas ingresa al contacto e “intercambia” el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contacto a través de un removedor de niebla para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la línea de venta. El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que ingrese al regenerador. El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe las bombas.

Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba. Hidrodesulfuración (eliminación de azufre) Son varias las razones por las que es necesario tratar el petróleo bruto y las fracciones de crudo derivadas del mismo para quitar los componentes sulfurados que

están

ahí

presentes.

Por

ejemplo,

pueden

verse

obstaculizados

procesamientos posteriores porque los componentes sulfurados pueden afectar negativamente el rendimiento de un catalizador. Si la fracción hidrocarbúricas está destinada a ser usada como combustible, en la combustión del combustible resultará entonces que cualesquiera componentes sulfurados presentes en el mismo serán convertidos en óxidos de azufre, que son dañinos para el medio ambiente por formación de lluvia ácida. Es por ello por lo que es necesario quitar tanto como sea posible del contenido de azufre de las fracciones hidrocarbúricas derivadas del petróleo bruto, tales como las fracciones de gasolina, combustible Diésel, gasóleos y similares. En general, los compuestos con contenido de azufre que son cíclicos son más difíciles de hidrogenar que los compuestos de cadena abierta y, dentro de la clase de los compuestos con contenido de azufre que son cíclicos, cuanto mayor sea el número de anillos que están presentes, tanto mayor será la dificultad para partir los enlaces de carbono-azufre. Además de la presencia de óxidos de azufre en los gases de combustión de los combustibles hidrocarbúricas, se cuentan típicamente entre otros componentes ambientalmente perjudiciales de tales gases de combustión hidrocarburos aromáticos, que pueden estar presentes debido a una combustión incompleta, y partículas carbonosas que a menudo contienen hidrocarburos aromáticos policíclicos, compuestos metálicos, materiales orgánicos oxigenados y otros materiales potencialmente tóxicos.

Debido a la actual preocupación en torno a la polución, están siendo en todo el mundo aplicado por diversas legislaciones nacionales límites cada vez más rigurosos a los niveles de impurezas permitidos en los combustibles hidrocarbúricas, tales como el combustible Diésel. En particular la Agencia para la Protección del Medio Ambiente de Estados Unidos (United States Environmental Protection Agency) ha propuesto recientemente reglamentos que limitarían el contenido de azufre al 0,05% en peso y el contenido de aromáticos al 20% volumétrico en los combustibles Diésel para el tráfico en carretera. Tales reglamentos exigen a las refinerías afrontar adicionales exigencias en materia del tratamiento de los combustibles Diésel, y mayores costes de inversión y explotación. No pueden descartarse adicionales reducciones de los niveles admisibles de contenido de azufre y de contenido de aromáticos en fecha futura.

Unidades de aminas Típicamente, esta eliminación del azufre se realiza por un proceso llamado en general Hidrodesulfuración. En tal proceso, la fracción hidrocarbúricas es mezclada con hidrógeno y pasada por un catalizador de Hidrodesulfuración bajo adecuadas condiciones de presión y temperatura. En un proceso así, el objetivo es el de romper los enlaces de carbono-azufre presentes en el material a tratar y saturar con hidrógeno las valencias libres resultantes o los dobles enlaces olefínicos formados en tal paso de desdoblamiento.

En este proceso, el objetivo es convertir tanto como sea posible del contenido de azufre orgánico en hidrocarburos y en H2S.

Tecnología de membranas En el caso de gas con alto contenido de dióxido de carbono, métodos más eficientes son necesarios para alcanzar las especificaciones de producto. Tecnología de membranas de fibra hueca para la permeación selectiva del dióxido de carbono que minimiza las pérdidas de hidrocarburos. Combinando una alta permeabilidad con una alta resistencia a los hidrocarburos, esta tecnología constituye una opción interesante para eliminación de grandes volúmenes de dióxido de carbono. Además, la operación es sumamente flexible y requiere poco mantenimiento, de manera que resulta ideal para emplazamientos distantes y mar adentro.

Tecnología criogénica En el caso de gas natural con alto contenido de CO₂, la tecnología criogénica, sola o combinada con la tecnología de membranas, puede utilizarse para producir gas natural en especificación para su envío a gasoducto. La alta presión parcial de CO₂ favorece su condensación parcial, facilitando aún más su separación del gas natural. El CO₂ y los hidrocarburos pesados condensan en la caja fría y son recuperados a alta presión. Esta tecnología también permite recuperar líquidos del gas natural casi sin coste adicional.

Odorización del gas natural Operación que consiste en mezclar con los gases inodoros productos de olor especial para permitir su detección. Para ello, se utilizan los Odorizante: Compuesto químico con olor característico que se añade al gas natural para permitir su detección.

Enagás actualmente utiliza tetrahidrotiofeno (THT) como odorizante, aunque existen otros que también pueden ser empleados, como los mercaptanos. THT (tetrahidrotiofeno o sulfuro de tetrametileno): Compuesto químico cuya fórmula es C4H8S, que se añade al gas natural como odorizante, en una proporción tal que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad por el olfato humano cuando exista una mezcla cuya concentración volumétrica sea un quinto de la correspondiente al límite inferior de inflamabilidad. La Odorización de gas natural es necesaria para evitar posibles fugas ya que el gas natural no tiene olor y es altamente explosivo. La regulación DVGW (German Technical and Scientific Association for Gas and Water) exige la Odorización de gas natural en cantidades exactas con el fin de detectar toda posible fuga de gas. Durante la distribución, recarga o transporte, el gas natural debe ser procesado con sistemas absolutamente a prueba de fugas. Para realizar la Odorización cumpliendo con las regulaciones DVGW, los sistemas de Odorización de gas natural inyectan de forma precisa y proporcionada un fluido altamente oloroso. Todos los componentes esenciales pueden ser individualmente configurados para necesidades específicas. Son sistemas basados en la cantidad de odorizante en función del flujo de gas natural y controlado con lazos PID. Diseñados de acuerdo con las normativas (DVGW, ATEX, ASME. Se utilizan exclusivamente componentes probados y aprobados como:



Bombas dosificadoras de diafragma metálico para una dosificación precisa y absolutamente estanca



Sistemas de control controlados mediante pantalla táctil también disponibles con protección ATEX



Según la aplicación se pueden utilizar bombas dosificadoras solenoides, neumáticas o eléctricas



Los diafragmas de metal están totalmente a prueba de fugas y de fallos

Gas natural licuado El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas remotas y aisladas, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -162 °C. Así, para poder transportar el gas natural licuado, se ha de lograr reducir el volumen del gas natural en 600 veces, donde se transportará en buques especiales llamados metaneros. El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico, su densidad (con respecto al agua) es 0,45 y sólo se quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%. Impacto ambiental El gas natural tiene el menor impacto ambiental de todos los combustibles fósiles por la alta relación hidrógeno-carbono en su composición. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el agua. Como combustible vehicular, reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno. Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso, están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios; es el caso de los sistemas de transferencia de GNL de y hacia los barcos, envío o re vaporización (o regasificación) de GNL. Hay algunas diferencias de diseño respecto a las plantas de gas, pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son las mismas o más estrictas. Para transportar el gas, en grandes distancias, resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original.

Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas natural. El daño ambiental respecto a estas plantas es que este proceso abierto requiere de 500 millones de litros de agua diarios, los cuales se devuelven clorados y 10 grados más fríos, provocando un Impacto Ambiental Negativo afectando la biodiversidad y adulterando las aguas dulces de superficie.

Las propiedades físicas del GNL son: - Incoloro - Inodoro - El vapor del GNL no es tóxico - El GNL a temperatura a la que se encuentra (-162ºC) no es inflamable. Licuefacción El gas alimentado a la planta de licuefacción viene de los campos de producción. Los contaminantes que se encuentran en el gas natural se extraen para evitar que se congelen y dañen el equipo cuando el gas es enfriado a la temperatura del LNG (-161 ºC) y para cumplir con las especificaciones técnicas del gasoducto en el punto de entrega. El proceso de licuefacción puede ser diseñado para purificar el GNL a casi 100 por 100 metanos. El proceso de licuefacción consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el uso de refrigerantes. La planta de licuefacción puede consistir en varias unidades paralelas (trenes). El gas natural es licuado a una temperatura aproximada de – 161ºC. Al licuar el gas, su volumen es reducido por un factor de 600, lo que quiere decir que el GNL a la temperatura de -161ºC, utiliza 1/600 del espacio requerido por una cantidad comparable de gas a temperatura ambiente y presión atmosférica.

Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros materiales y componentes que deben ser eliminados antes de que pueda ser licuado para su uso: Helio por su valor económico y por los problemas que podría producir durante el licuado; Azufre, corrosivo a equipos; Dióxido de carbono, que se solidifica en las condiciones de licuefacción; Mercurio, que puede depositarse en instrumentos y falsificar las mediciones; Agua, que al enfriar el gas se congelaría formando hielo o bien hidratos que provocarían bloqueos en el equipo si no se eliminaran; Hidrocarburos pesados , llamados condensado, que pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas. El GNL producido debe ser usado en procesos de combustión y por lo tanto hay que extraer algunos hidrocarburos para controlar su poder calorífico y el índice de Wobbe. Dependiendo del mercado final, la remoción de etano, propano y otros hidrocarburos debe estar controlada mediante una unidad de remoción de líquidos que puede estar integrada en el proceso de licuefacción. Proceso de enfriamiento Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano —su componente principal— se convierte a forma líquida. El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano /etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un Efecto Joule-Thomson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques especiales para ser luego transferido a buques tanques especiales de transporte.

Almacenamiento del GNL El GNL se almacena a -161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las principales consideraciones de diseño al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos. Transporte del GNL El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga criogénica. El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-161 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina "autorrefrigeración". El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de los buques de GNL actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables.

Gas licuado de petróleo (GLP) El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es un gas muy versátil que puede ser utilizado en una vasta variedad de aplicaciones: en el hogar, en la agricultura, en empresas, en la industria y en vehículos. Origen del GLP El GLP se ha formado bajo tierra durante millones de años. Los pozos gasíferos producen una mezcla de gases que luego se separan en metano (gas natural), gases licuados de petróleo (propano y butano) y otros gases. El LPG también se produce en refinerías a partir de petróleo crudo. El GLP se encuentra en estado gaseoso a presión atmosférica normal, mientras que sólo se presenta en estado líquido a temperaturas muy bajas o tras un proceso de compresión. Al liberar la presión (por ejemplo, al abrir la válvula de suministro de gas) el líquido hierve y forma un vapor. Es este vapor (gas) el que se utiliza para suministrar energía a equipos y aparatos.

Se necesita calor para convertir el líquido en gas, proceso al que se denomina calor latente de evaporación. Al hervir el líquido, absorbe su propia energía calórica y la del medio que lo rodea. Es por ello que los envases son fríos al tacto y cuando el uso de gas es muy intensivo puede aparecer hielo en la superficie. La presión aumenta con la temperatura. Por lo tanto, si aumenta la temperatura en el lugar donde está el tanque, también aumentará la presión dentro del tanque al expandirse el líquido. Normalmente los tanques tienen incorporada una válvula liberadora de presión, para dejar escapar la presión excesiva generada con total seguridad.

Propiedades del GLP El vapor del GLP es más pesado que el aire, por lo que las pérdidas se acumularán en las áreas más bajas o al nivel del suelo y podría ser difícil hacerlo dispersar. Por lo tanto, el GLP jamás debe ser almacenado o utilizado en sótanos o bodegas. Como la mayoría de los gases, el GLP es inodoro, por lo que se le agrega un fuerte agente odorizante de olor pestilente para que pueda ser detectado más fácilmente en caso de existir alguna pérdida. El GLP es inflamable en presencia de oxígeno y, aunque no es tóxico, inhalar grandes cantidades podría causar asfixia. El GLP es un combustible de alto rendimiento, pero sólo encenderá si la mezcla con aire esté en una relación (gas:aire) de1:50 a 1:10. El bajo límite de inflamabilidad implica que hasta pequeñas pérdidas pueden tener serias consecuencias. La temperatura de ignición del GLP con aire es aproximadamente 500°C, menor que la de la mayoría de los gases pero, en efecto, requiere más energía para inflamar. Por lo tanto, algunos encendedores a gas podrían no funcionar con LPG. El poder calorífico del GLP es aproximadamente 2.5 veces más alto que el de la mayoría de los gases, en consecuencia produce más calor con el mismo volumen de gas. El GLP reacciona químicamente y podría causar el deterioro de algunos plásticos y gomas. Sólo se deberá utilizar equipamiento e indumentaria diseñada específicamente para la utilización de GLP. Propano y Butano Existen dos tipos de LPG, Propano y Butano. Tiene propiedades similares, pero aplicaciones diferentes. No son intercambiables ya que tienen distinta presión operativa y distinta condición de combustión. Las válvulas y los envases también son diferentes para evitar confusiones o usos accidentales del tipo de LPG equivocado. El propano tiene el punto de ebullición más bajo que el butano, por lo tanto vaporizará con temperaturas más frías, por debajo de los -45°C. Cuando está

almacenado en un tanque en estado líquido, tiene mayor presión que el butano a la misma temperatura. En consecuencia, el propano es más apropiado para el almacenamiento y utilización en exteriores. Su capacidad para operar en bajas temperaturas lo lleva a ser el LPG más adecuado para muchas aplicaciones. El propano es mucho más utilizado como fuente de combustible para calefacciones, calentar agua y cocinar. Además, tiene una amplia variedad de aplicaciones en la industria y agricultura. El Butano tiene menor presión de vapor a temperaturas equivalentes y es adecuado para la utilización en interiores o también, durante el verano, en exteriores. El butano es el combustible más utilizado para envases chicos transportables, tanto en el hogar como en actividades recreativas al aire libre. El Butano es normalmente almacenado en envases metálicos, al igual que el Propano, que también lo es en tanques de granel. Composición Es un combustible que tiene una composición química donde predominan los hidrocarburos butano y propano o sus mezclas, las cuales contienen impurezas principales, como son el propileno o butileno o una mezcla de estos. Los gases butano y propano, en estado puro, son hidrocarburos del tipo: CnH2n+2: Butano: C4H10 Propano: C3H8 Obtención Las fuentes de obtención de este combustible son las refinerías (destilación del petróleo) y las plantas de proceso de gas natural, las cuales aportan alrededor de un 25% y un 75% de GLP respectivamente.

GLP en refinerías Los GLP son hidrocarburos derivados del petróleo. Su nombre, Licuado del Petróleo, proviene de convertir el estado gaseoso en el que se encuentra a presión atmosférica en líquido mediante compresión y enfriamiento, necesitándose 273 litros de vapor de GLP para obtener 1 litro de GLP líquido. Para su obtención, el petróleo se somete a una operación denominada destilación, mediante la cual se van separando ordenadamente, de acuerdo con sus densidades y puntos de ebullición, los diversos componentes: gasolinas ligeras, kerosenos, butano, propano, gas-oil, fuel-oil y aceites pesados. Los gases derivados de esta destilación que forman el grupo de los GLP son el butano (40%) y el propano (60%), que se distinguen entre sí por su composición química, presión, punto de ebullición y su poder calorífico. GLP a partir de gas natural La obtención de GLP a partir de gas natural es conocida como proceso de licuefacción del GLP. Dicho proceso es explicado a continuación: El gas natural está constituido por metano, etano, propano, butano e hidrocarburos más pesados, así como por impurezas tales como el azufre. Este gas se envía a las plantas de proceso. En una primera etapa la corriente de gas pasa por una planta endulzadora, donde se elimina el azufre. Posteriormente se introduce en una planta criogénica, en la cual mediante enfriamiento y expansiones sucesivas se obtienen dos corrientes: una gaseosa formada básicamente por metano (gas residual) y otra líquida (licuables). En el proceso siguiente de fraccionamiento, la fase líquida se separa en diferentes componentes: etano, G LP y gasolinas naturales.

Para facilitar su transporte y almacenamiento, el gas licuado del petróleo que se encuentra en estado gaseoso a condiciones normales de presión y temperatura, se licua y se utiliza a bajas presiones (entre 5 y 9 bar) para así mantenerlo en estado líquido. El almacenamiento se realiza en tanques o en depósitos. Propiedades Algunas de sus propiedades más significativas son las siguientes: No son tóxicos ni corrosivos, solo desplaza al oxígeno, por lo que no es recomendable respirarlo mucho tiempo. No contiene plomo ni ningún aditivo añadido. No contiene azufre en su composición. Son inodoros e incoloros, sin embargo para detectar su fuga se le añaden sustancias que producen un olor fuerte y desagradable. Son más pesados que el aire. En caso de pequeña fuga pueden extenderse por el suelo y los fosos de inspección. El GLP es un combustible económico por su rendimiento en comparación con otros combustibles. Es excesivamente frío, porque cuando se licua se le somete a muy bajas temperaturas por debajo de los 0ºC. Por lo tanto el contacto con la piel produce quemaduras.

Características de aplicabilidad Los GLP son combustibles aptos para motores de Ciclo Otto, pero estos tienen que someterse a una serie de adaptaciones en el sistema de inyección. También se puede usar en motores diésel transformados, aunque permite utilizar catalizadores de tres vías, con lo que se consigue reducir las emisiones de Dióxido de carbono.

La importancia de la no variabilidad en la calidad del gas suministrado reside en que de esta manera, el fabricante puede poner a punto el vehículo para así alcanzar unos niveles óptimos de seguridad, prestaciones del vehículo y emisiones contaminantes, y que estos niveles se mantengan durante su uso. El uso del GLP a nivel de autobuses urbanos permite alcanzar, en la actualidad, niveles de emisiones mucho más reducidas que cualquier tecnología avanzada del diésel en los próximos años. Los GLP destinados al transporte representa el menos significativo de todos sus usos (comercial, agrario, petroquímica, industrial…), pero es que presentaría mayor potencial para poder aumentar la demanda. Estos, considerados como combustibles alternativos, son utilizados por todo el mundo (Norteamérica, Italia, Francia, España, Oceanía). En España su utilización en automoción ha estado restringida al transporte público (taxis y autobuses). Si se consideran los motores utilizados con GLP para vehículos destinados al transporte se encuentran una serie de ventajas técnicas frente a otros combustibles, como son: Una mezcla homogénea, controlada y bien distribuida con el aire comburente en los cilindros, facilitando así una combustión más completa. La combustión del GLP, no genera el tipo de carbón en la cámara de admisión que hace que la vida de las bujías sea menor, por ello la vida útil se prolonga a más del doble de tiempo. Los aceites lubricantes del motor se mantienen limpios más tiempo debido a la ausencia de depósitos carbonosos. Mayor potencia y un par motor mayor a carga parcial (arranques, aceleraciones, deceleraciones y paradas).

Actualmente el GLP es utilizado como carburante en el transporte público, entre otras, en dos ciudades europeas, Viena con 500 autobuses y Valladolid con una flota de 75 autobuses, siendo los resultados obtenidos muy satisfactorios. Funcionamiento y mantenimiento La mayoría de los conductores no notarían la diferencia entre un coche que funcione con gasolina y otro que lo haga con gases licuados del petróleo (GLP). El rendimiento y la potencia de los coches que utilizan GLP son parecidos a los de sus equivalentes de gasolina, y en la práctica se aprecian pocas diferencias entre ambos durante la conducción. Balance energético Los gases licuados del petróleo (GLP) siguen siendo una fuente de energía fósil, que tendrá un balance energético diferente dependiendo de si se encuentra de modo natural formando ya parte del crudo o del gas natural, o de si se produce artificialmente mediante procesos de refino. Los rendimientos (relaciones entre la energía obtenida y la energía utilizada en el proceso) aproximados para cada proceso de refino son los siguientes: Reformado catalítico: el rendimiento del GLP • se sitúa entre un 5 y un 10%. “Cracking” catalítico: el rendimiento del GLP se sitúa entre un 5 y un 12%. “Steam Cracking”: el rendimiento del GLP se sitúa entre un 23 y un 30%. Polimerización y alquilación: el rendimiento del GLP se sitúa entre un 10 y un 15%. “Cracking” térmico: el rendimiento del GLP se sitúa entre un 10 y un 20%. “Coking” y “visbreaking”: el rendimiento del GLP se sitúa entre un 5 y un 10%.

Características medioambientales Una de sus ventajas en el aspecto ambiental es la baja tendencia a formar ozono troposférico (prácticamente la mitad que la gasolina) y casi no muestra emisiones de poliaromáticos y aldehídos. Además su contaminación acústica se ve reducida en un 50%, en comparación con el diésel. La utilización de GLP no genera emisiones de SO2 (dióxido de azufre) culpable junto con la lluvia ácida, elimina los olores y humos de aceleración característicos de los motores diésel y reduce a niveles mínimos las vibraciones del motor.

Propiedades físicas del Gas licuado de petróleo Las propiedades físicas de los principales constituyentes del GLP se enumeran en la Tabla. Además de estos componentes, pueden estar presentes otras especies en cantidades de traza. Típicamente, se pueden producir compuestos de azufre, agua, y, ocasionalmente, aceites residuales y alquitranes. Dependiendo del uso del GLP, estos contaminantes deben reducirse a un nivel aceptable, en consonancia con las especificaciones de GLP aplicable en el país de uso.

Conclusión

El gas natural de los pozos de gas y de los pozos de condensado, en los cuales hay poco o nada de petróleo crudo, se llama gas no asociado. Los pozos de gas generalmente producen solo gas natural crudo, mientras que los pozos de condensado producen gas natural crudo junto con otros hidrocarburos de bajo peso molecular. Aquellos

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). La composición del gas natural crudo extraído de los pozos productores depende del tipo, la profundidad y la ubicación del depósito subterráneo y la geología del área. El petróleo y el gas natural a menudo se encuentran juntos en el mismo reservorio. El gas natural producido a partir de pozos de petróleo generalmente se clasifica como asociado disuelto, lo que significa que el gas natural está asociado o disuelto en petróleo crudo. La producción de gas natural, en ausencia de una asociación con el petróleo crudo, se clasifica como no asociada. El procesamiento de gas natural es un proceso industrial complejo diseñado para limpiar

gas

natural

crudo

mediante

la

separación

de

impurezas

y

diversos hidrocarburos y fluidos que no son metano para producir lo que se conoce como gas natural seco de calidad de tubería. La composición del gas natural crudo extraído de los pozos productores depende del tipo, la profundidad y la ubicación del depósito subterráneo y la geología del área. El petróleo y el gas natural a menudo se encuentran juntos en el mismo reservorio.

Referencias Bibliográficas



File:///C:/Users/RICHARD/Downloads/DialnetPurificacionYAcondicionamientoDelGasDeGasificacion-5111509.pdf



https://www.monografias.com/docs/Acondicionamiento-Del-Gas-NaturalF3Q27CGPJ8U2Z



https://es.scribd.com/doc/105869220/Acondicionamiento-de-GASNATURAL



https://prezi.com/njwyz-x55ing/gas-natural-endulzamiento/



http://editorial.unca.edu.ar/Publicacione%20on%20line/CD%20INTERACTI VOS/NOA2002/Simulacion%20Procesos%20Acondicionamiento.pdf



https://ciudadesdelfuturo.es/que-es-el-gas-natural-licuado-y-por-que-todoel-mundo-habla-de-el.php



http://www.energiaysociedad.es/manenergia/3-4-transporte-de-gnl/



https://es.wikipedia.org/wiki/Gas_licuado_del_petr%C3%B3leo



https://en.wikipedia.org/wiki/Liquefied_petroleum_gas