EXAMEN DE GRADO

PROCESOS GASIFEROS

PARTE TEORICA

1.- ¿Qué es el gas natural y cuál es su composición típica?

R.- El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos como el

metano, etano, propano, isobutano, n-butano, isopentano, n-pentano, hexanos,

heptanos, octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes como el H2S, CO2,

N2, H2O y varios otros compuestos químicos presentes en menores cantidades.

Una característica importante es que la mayor proporción del gas natural es

gas metano, este compuesto químico le da una característica global gaseosa

en condiciones ambientales. Por este motivo se conoce como “gas natural”.

2.- ¿Cuál es la clasificación de las redes de gas natural?

R.- El sistema de redes de gas esta conceptualizado en grupos genéricos, la

clara diferenciación de las mismas es vital para el desarrollo de proyectos de

expansión, así como en la minimización de los cuellos de botella y la correcta

aplicación de los recursos económicos en el desarrollo.

Se clasifican en tres grupos: Redes de Producción, Redes de Transporte o

Transmisión y Redes de Distribución.

3.- ¿Cuáles son las finalidades de las principales instalaciones de

tratamiento del gas natural?

R.- Las instalaciones de tratamiento de gas natural son principalmente las de

Endulzamiento y deshidratación de Gas.

Las plantas de endulzamiento tienen la finalidad de extraer los compuestos

ácidos del gas, principalmente CO2, H2S y otros compuestos sulfurados, que en

contacto con el agua producen corrosión, la reducción de la vida útil de las

instalaciones, y en consecuencia un alto riesgo de accidentes.

Las instalaciones de deshidratación, por lo general siempre se implementan a

continuación de las plantas de endulzamiento porque sus efluentes están

saturados con agua.

La extracción del agua es importante para evitar la formación de hidratos, los

hidratos son unas combinaciones de hidrocarburos y agua, con estructuras de

moléculas particulares que se presentan como un sólido o “nieve”, que causa

problemas por taponamiento en las tuberías, mantenimiento de las

instalaciones y desajustes en los procesos. Por otra parte el agua contribuye a

la corrosión de los materiales y puede generar condiciones riesgosas.

4.- ¿Cuál es la importancia de realizar el tratamiento al gas natural?

R.- El tratamiento del gas es muy importante para preservar las instalaciones

de la cadena del gas natural por que la seguridad es el factor más importante

en la operación de los ductos.

5.- Nombre los procesos que comprende el procesamiento de gas.

R.-El procesamiento de gas por lo general comprende los procesos de

extracción de líquidos y fraccionamiento del gas.

Ambos procesos realizan la separación o disgregación de los componentes del

gas por métodos diferentes para producir materias primas para la

petroquímica, Gas de venta, GLP y gasolinas naturales.

6.- ¿Cuáles son las funciones de la Estación de Regulación y Control, que

en nuestro medio es llamado “Puente de Regulación”?

R.- El “puente de regulación” efectúa las siguientes funciones:

Filtra el gas natural

Regula la presión del gas natural

Mide el consumo de gas natural

Alivia las posibles sobre presiones del sistema

7.- Una estación de servicio para el expendio de GNV son consideradas

pequeñas plantas de compresión y almacenamiento. ¿Qué elementos o

partes presenta?

R.- Presentan los siguientes elementos o partes:

Interconexión a la red

Acometida

Puente de regulación y medición

Compresor

Batería de cilindros de almacenamiento

Dispensers (Surtidores de Carga)

8.- Explique los procesos particulares que se llevan a cabo en los

procesos de fraccionamiento del gas natural.

R.- En los procesos de fraccionamiento del gas se conocen los nombres de

varios procesos particulares, se denomina De-metanizadora al equipo de

proceso que realiza la separación del Metano por la corriente de tope mediante

el proceso de destilación, por la parte inferior o de fondo se producen una

mezcla de etano y más pesados.

De la misma forma, se denomina De-etanizadora a la torre que separa a los

etanos y más ligeros por la corriente de tope y los componentes de propano y

más pesado van por la parte inferior o de fondo. La De-butanizadora produce

butano y más livianos por el tope y los pentanos y más pesados por el fondo.

9.- La cromatografía de gases cada día tiene mayores aplicaciones en la

industria gasífera. Cite algunas aplicaciones.

R.-

Se emplea para analizar productos de la industria del petróleo y el gas

natural.

El análisis del gas natural es la base de la información requerida para

hacer el Diagrama de Fases, un dibujo con el cual se puede predecir el

comportamiento de la muestra a cada condición de presión y

temperatura.

Al iniciar la producción del yacimiento, es muy conveniente tomar una

muestra de los fluidos originalmente “in situ” para disponer del diagrama

de fases inicial. Así se podrá controlar la vida útil del yacimiento.

10.- ¿Cuál serían los daños que causan los contaminantes del gas natural

y cuáles son los principales contaminantes?

R.- El gas natural, sin ser tratado, presenta contaminantes de diferentes

características al igual que producen diferentes daños a las instalaciones,

mayores costos operativos y al ambiente, por lo que el gas necesita de un

sistema de tratamientos que eliminen de la composición dichos contaminantes.

Entre los principales contaminantes del gas natural se encuentran los

siguientes:

Sulfuro de Hidrógeno H2S Monóxido de Carbono CO Dióxido de Carbono CO2

Nitrógeno N2

Agua H2O Oxígeno O2

Sulfuro de Carbonilo COS Disulfuro de Carbono CS2

Mercaptanos RSH Mercurio Hg

PREGUNTAS DE DESARROLLO

1.- En la siguiente tabla se muestra algunas composiciones de campos

Bolivianos. Las mismas nos sirven para determinar las necesidades de

tratamiento del gas natural.

Tabla Concentración de gases ácidos

Nombre del CampoCO2

% molar

H2S

% molar

Clasificación

Carrasco. 5.79 0.0002

Bulo Bulo 3.14 0.0000

San Alberto. 2.23 0.0001

San Alberto (2). 0.020 0.0002

San Alberto (3). 1.93 0.0004

Tacobo. 4.53 0.0000

Río Grande. 1.56 0.0010

Río Grande 1.56 0.0000

Vuelta Grande 0.06 0.0000

Sábalo. 2.23 0.0001

Sábalo (2). 1.94 0.0001

Percheles. 0.07 0.0000

Sirari 0.08 0.0000

Sirari (2) 0.08 0.0000

Víbora 0.62 0.0000

Margarita 1.66 0.0000

La norma indica un máximo de 2 % de CO2 en porcentaje molar y 4 ppm,v

de H2S ( 0,0004 en porcentaje molar) para el transporte de gas.

En la tabla anterior determinar que campos requieren el tratamiento de

endulzamiento de CO2 y H2S (I), endulzamiento de CO2 (II) ó endulzamiento

de H2S (III) en la clasificación de la tabla. Agregue su resultado.

2.- Realice una descripción del proceso típico de endulzamiento del gas

natural.

R.- La mayoría de los gases agrios se tratan con solventes regenerables para

separar los gases ácidos de los hidrocarburos. El gas entra al separador de

entrada en el cual se separa cualquier líquido condensado y fluye a la

absorbedora por al fondo.

Por la parte superior de la torre entra el solvente pobre (generalmente aminas)

disueltas en agua y en la medida que fluye hacia abajo de plato a plato, se

pone en íntimo contacto con el gas que fluye hacia arriba burbujeando en el

líquido. Cuando el gas alcanza la cima de la torre, virtualmente todo el H2S y

dependiendo del solvente, casi todo el CO2 se ha removido de la corriente de

gas de carga.

El gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones de H2S y CO2, pero

como está saturado con agua, generalmente va a un proceso de

deshidratación. Normalmente las contadoras operan a niveles de presión de

950 psig (66,8 kg/cm2).

El solvente rico en hidrocarburos sale por el fondo de la contactora y pasa por

una válvula de control en la cual cae la presión a un nivel de 70 psig (4,9

kg/cm2).

A dicha presión entra a un tambor "flash" en el cual la mayoría del hidrocarburo

gaseoso disuelto y algo de gas ácido se separan.

A continuación la solución rica intercambia calor con la solución regenerada o

pobre que sale caliente de la torre despojadora. Luego de precalentarse entra a

la despojadora o regeneradora donde el proceso ocurre alrededor de 14 psig

(0,98 kg/cm2) a la temperatura respectiva de ebullición de la solución. El calor

al fondo de la torre se suministra con un rehervidor.

Los vapores que salen por el tope de la torre pasan por un condensador y un

separador ó tambor de reflujo, en el cual se separa el gas ácido y el líquido

condensado. Este líquido es bombeado nuevamente por la parte superior de la

torre como reflujo. La corriente de gas ácido es una corriente de deshecho que

debe ser incinerada o tratada para convertir el H2S generalmente en azufre.

La solución regenerada sale por el fondo de la torre o el rehervidor, pasa por el

intercambiador solvente pobre / solvente rico y va al tanque de reposición de

solvente.

Del tanque se bombea a través de un enfriador en el cual se controla la

temperatura apropiada para el tratamiento en la contactara, que generalmente

es 10 °F más caliente que el gas de carga para evitar condensación de

hidrocarburos que causan problemas de espuma en el proceso.

3.- Explique el proceso de deshidratación de gas natural por glicol de la

figura.

R.- Cuando la inhibición de hidratos no es factible o práctica, se usa el proceso

de deshidratación que puede ser con un desecante líquido o sólido; aunque

usualmente es más económico el proceso con líquido, cuando se cumple con

las especificaciones de deshidratación requeridas.

El glicol más comúnmente usado para deshidratación del gas natural es el

trietilen glicol (TEG) con el cual se pueden alcanzar contenidos de agua de 4

lb/MMscf que no son posibles con otros glicoles.

Los otros glicoles que pueden usarse son el dietilen glicol (DEG) con el cual se

puede llegar a un contenido de agua de 7 lb/MMscf y el tetraetilen glicol

(TREG).

Siguiendo el flujo de proceso del esquema de la unidad de deshidratación con

glicol que se muestra en la figura, puede observarse que el gas húmedo que

llega a la unidad pasa por un separador que comúnmente está integrado al

fondo de la torre contactora o absorbedora, y entra por el plato de fondo.

El glicol regenerado se bombea al plato de cima de la torre absorbedora y a

medida que fluye hacia abajo, va absorbiendo agua del gas que fluye en

contracorriente desde el plato de fondo.

Por el fondo de la absorbedora sale una mezcla agua - glicol rico que pasa por

el serpentín condensador de reflujo y va al tanque "flash", en el cual se separa

la mayor parte del gas disuelto.

La mezcla acuosa de glicol pasa por el intercambiador de calor glicol rico -

glicol pobre y va a la torre regeneradora en la cual, el agua absorbida se destila

del glicol por aplicación de calor, a presión muy cercana a la atmosférica.

El glicol pobre regenerado fluye a través del intercambiador de calor glicol rico

–glicol pobre y se recicla con bomba a la torre absorbedora, mediante

enfriamiento previo.