CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN AL TRATAMIENTO

DE GAS NATURAL

1.1 Generalidades

El gas natural recibe, por lo general, un tratamiento anterior a su

procesamiento y transporte. Este tratamiento tiene el objetivo de reducir las

concentraciones de los contaminantes del gas natural hasta niveles permitidos

por las normas y estándares industriales. Existen varios tipos de contaminantes y

a continuación se detallan los principales.

1.1.1 Contaminantes Del Gas Natural

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.

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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

Estos contaminantes tienen efectos diversos sobre la cadena del gas

natural, a continuación mostramos los efectos principales de los mismos.

Efectos Del Sulfuro De Hidrógeno (H 2S), Mercaptanos, Disulfuros de Carbono, Sulfuro de Carbonilo y compuestos sulfurados similares.

Los efectos de estos contaminantes del gas natural, son variados de acuerdo a la cantidad disuelta en el aire, a continuación se presentan en la Tabla 1-1, los diferentes efectos de acuerdo a la concentración del sulfuro de hidrógeno.

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Tabla 1-1 Efectos de exposición de H2S al ser humano

CANTIDAD EFECTO

10 ppm, vCantidad de H2S a la cual se puede exponer una persona durante ocho horas sin que sea afectada.

70 – 150 ppm, v

Ligeros síntomas, después de varias horas de exposición.

170 – 300 ppm, v

Máxima concentración que se puede inhalar sin que afecte el sistema respiratorio.

400 – 500 ppm, v

Peligroso: durante 30 minutos a una hora.

600 – 800 ppm, v

Fatal: en menos de 30 minutos.

Fuente: “Ingeniería de Gas, Principios y Aplicaciones” – Marcías J. Martínez

El sulfuro de hidrógeno presente en el gas natural no se encuentra en

contacto directo con los consumidores, pero pequeñas concentraciones pueden

producir corrosión en las líneas. Las normas internacionales prescriben por lo

general un contenido máximo de 4 ppm,v para estos compuestos sulfurados.

Si se exceden las concentraciones recomendadas esto puede dar lugar a la

corrosión de las instalaciones. La Condición de Humedad y H2S propician la

corrosión y son definidas con una concentración de H2S igual o mayor a 50

ppm/w en fase acuosa.

El caso típico de agrietamiento por H2S es el de Agrietamiento por

Tensión en presencia de H2S (Sulfide Stress Cracking - SSC): Ruptura del

metal por la acción combinada de esfuerzo de tensión y corrosión producido

por agua y H2S. SSC envuelve ruptura (embrittlement) del metal por el efecto

atómico del hidrógeno a nivel superficial.

Normalmente ocurre en aceros altamente tensionados o en zonas de

soldadura endurecidas del acero.

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A continuación se pueden ver las siguientes fotografías que muestran los

cortes corrosivos de H2S sobre los metales:

Fig. 1-1 Corrosión de H2S en ambiente húmedo

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Fig. 1-2 Corrosión de H2S en un sistema de endulzamiento de gas

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Fig. 1-3 Corrosión de H2S en un sistema de endulzamiento

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Efectos Del Dióxido de Carbono (CO 2)

El dióxido de carbono es un gas relativamente inerte, pero en medio

acuoso, tiene gran potencial corrosivo que se acentúa con la presencia de agua

y presión elevada. Se recomienda una concentración máxima del 2% en CO2

para transporte y transmisión. La gráfica muestra el mecanismo de corrosión de

las tuberías en presencia de CO2.

Fig. 1-4 Corrosión por CO2 en función de la presión parcial

Las reacciones químicas comprenden la formación de ácido carbónico, el

cuál se disocia y ataca al hierro oxidándolo aumentando su valencia y

formando sales. Esta formación de sales disminuye el espesor del acero con la

reducción de la resistencia estructural de las instalaciones. Las reacciones

químicas se muestran el las Fig. 1-5 y Fig. 1-6.

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Fig. 1-5 Reacciones químicas de corrosión causadas por CO2

Fig. 1-6 Reacciones químicas de corrosión causadas por CO2

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La corrosión se incrementa a bajas o moderadas temperaturas como se

muestra en la Fig. 1-7 y también a presiones elevadas como se ilustra en la Fig.

1-8.

Fig. 1-7

Fig. 1-8

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Una norma bastante generalizada es de 30 Lpca como presión parcial de

CO2 para evitar un riesgo inminente de corrosión de CO2.

En el caso de la presión a la salida de una planta de compresión que se

encuentra en un rango de 1400 a 1550 Lpca y un máximo de 2% en volumen

de CO2, calculando la presión parcial a 1550 Lpca, la presión parcial es:

PCO2= XCO2 * PT Ec. 1-1

Efectos Del Agua

El agua (H2O) como acompañante del H2S y CO2 es un promotor de la

corrosión tal como observamos en las anteriores páginas. Por otra parte, el agua

puede formar hidratos de metano, el cuál esta formado por moléculas simples

de gas natural encerradas en jaulas cristalinas formadas por moléculas de agua

congelada.

El hidrato de carbono tiene la apariencia del hielo algo gris, pero si se le

acerca un cerillo puede arder.

Las compañías petroleras tienen conocimiento del hidrato de metano desde

la década de 1030, cuando comenzaron a usar gasoductos para transportar el

gas a alta presión en lugares de clima frío.

A menos que se disminuya la concentración de agua del gas en las tuberías,

grandes cantidades de metano impedirán el flujo de gas en los ductos. Para

transporte la norma es de 7 lb/MMPCN como máximo y 3-5 ppm,v para las

plantas criogénicas.

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Fig. 1-9 Hidrato de metano

En la Fig. 1-9 el Hidrato de metano consta de una molécula de metano que

esta encerrada en una jaula de moléculas de agua congelada (esferas) que se

mantienen unidas por medio de puentes de hidrógeno

Efectos del Mercurio

El mercurio en el gas natural puede ocasionar la corrosión del material de

las “cajas frías” o intercambiadores de calor de placas y alta eficiencia por que

estos se construyen con aleaciones de aluminio, elemento que reacciona con el

mercurio. En las instalaciones criogénicas se usan filtros desmercurizadores

para eliminarlo. Las normas exigen 0,01microgramos / m3 como máximo para

plantas criogénicas y 50 microgramos / m3 para condiciones ambientales.

Efectos de Nitrógeno

El nitrógeno tiene naturaleza inerte y no combustible, en concentraciones

elevadas reduce el poder calorífico del gas y aumenta los costos de transporte

por que se transporta un gas que no se utiliza para generar energía.

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Por lo general, las compañías de transporte de gas penalizan las altas

concentraciones de gas nitrógeno, se puede recomendar un 2% molar como

máximo en gas de transmisión, cabe destacar que existen normas más

exigentes.

1.1.2 Glosario de Términos

El diccionario del gas natural publicado por ICONSA S.A. nos define los

siguientes términos principales correspondientes a estas operaciones:

Gas: Palabra inventada por Van Helmonten en el siglo XVII. Fluido, como el

aire, que tiende a expandirse indefinidamente y que se caracteriza por su

pequeña densidad. Con esta expresión se denomina el gas natural, gas

inflamable, gas tóxico o corrosivo. Es la sustancia que se presenta en estado

gaseoso a temperatura y presiones normales (14,7 lpcm y 60° F; o 1,0

atmósfera y 15,6° C).

Gas natural: Fluido en estado gaseoso formado por la acción de la naturaleza.

Mezcla de hidrocarburos que se encuentra en la naturaleza en estado gaseoso,

por sí sola o asociada con el petróleo, y que permanece así en condiciones

normales de temperatura y presión. Se emplea como combustible doméstico, en

la generación de electricidad y como insumo industrial, en petroquímica. En su

composición prevalece el metano, aunque también incluye etano y otros

hidrocarburos de la cadena parafínica más pesados y en menor proporción.

También puede contener otros componentes como nitrógeno, sulfuro de

hidrógeno, helio, dióxido de carbono, agua, etc. Mezcla de hidrocarburos en

estado gaseoso que suele obtenerse por el fraccionamiento de la parte más

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liviana del petróleo o porque se encuentre libre en yacimientos. Se consigue en

el subsuelo en su forma natural y se usa sin que intervenga la mano del hombre

en la transformación de la molécula. Combustible que procede de formaciones

geológicas.

Endulzamiento del gas: Desacidificación. Eliminación de los componentes

ácidos del gas natural, tales como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de

carbono.

Deshidratación del gas: Trabajo que se realiza para quitarle agua al gas

natural o al petróleo hasta satisfacer las condiciones de mercado o del proceso.

Método o proceso de tipo mecánico, químico o eléctrico, empleado en la

separación del agua del petróleo o del gas natural. En el gas natural se utiliza la

deshidratación por absorción (uso de glicoles) y adsorción (empleo de

desecantes sólidos).

Gas Agrio: Aquel gas natural que tiene cantidades apreciables de componentes

ácidos (como el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno) en proporciones

que obligan a su tratamiento previo, antes de llevarlo a las tuberías o al

comprador.

Gas dulce: Aquel gas natural que tiene menos de 4 ppmv de sulfuro de

hidrógeno y un contenido bajo de dióxido de carbono. En él han sido separados

los componentes ácidos (dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, etc.) hasta

satisfacer las condiciones de la tubería.

Gas hidratado: Aquel gas natural que tiene agua en estado de vapor mezclada

con los hidrocarburos. Una corriente de gas a 14,7 lpca y 70° F puede contener

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1.100 lbs por cada millón de pies cúbicos en condiciones normales y el 2,3%

del volumen total es agua en estado de vapor.

Gas deshidratado: Aquel gas natural que contiene cantidades reducidas de

agua como fruto de un proceso de deshidratación

Gas rico: Aquel gas natural que contiene una buena cantidad de productos

condensables. Usualmente, alimenta una planta de procesamiento para la

extracción de productos condensables (C3+). A esa propiedad se le conoce

como GPM (galones de líquido que se pueden extraer de cada mil pies cúbicos

de gas natural). Una corriente de gas con un GPM = 3,O se considera muy

rentable a los propósitos de la inversión, dependiendo del caudal disponible

para este propósito. También existen mediciones de GPM (C2+) y GPM (C1+)

que se usan de acuerdo a las necesidades.

Gas pobre: Gas natural con poco contenido de compuestos pesados. También

se le llama gas seco.

Gas libre: gas del yacimiento no asociado con el petróleo. Contiene muy

pequeñas cantidades de componentes pesados, en los cuales, por lo general, el

metano se encuentra en cantidades muy altas (por encima del 90%).

Gas no asociado: el que, en las condiciones del yacimiento, no está asociado

con el petróleo. Gas libre. Que solamente produce un barril de petróleo, o

menos, para cada 100.000 pies cúbicos medidos en condiciones normales.

Gas asociado: gas natural que viene acompañado con la producción de

petróleo. De ordinario se le conoce como "gas de la capa de gas", que en el

yacimiento está en contacto con el petróleo. En los Estados Unidos de

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América, cuando las condiciones del yacimiento son tales que la producción de

gas no afecta sustancialmente la producción de crudo, ese gas se puede

reclasificar como no asociado.

Gas saturado: que no admite más componentes de la misma naturaleza, en las

condiciones en las cuales se encuentra.

Gas tratado: aquel al cual le han sido eliminadas las impurezas y

contaminantes, al punto de dejarlo en condiciones tales que satisfaga los

requerimientos del cliente.

Gas seco: el GPSA acepta este término aplicado a un gas cuyo contenido de

agua ha sido reducido mediante un proceso de deshidratación. Comúnmente,

gas natural con un contenido muy bajo de componentes condensables. Que no

tiene hidrocarburos licuables. A pesar de que es muy frecuente hablar del gas

seco al referirse a aquel que no tiene agua, el concepto verdadero lo describe

como un fluido sin componentes pesados de hidrocarburos que se puedan

licuar.

Gas crudo: el que no ha sido sometido a ningún proceso de tratamiento o

limpieza. Tal como viene del pozo. El que llega a una planta u otro tipo de

instalación sin tratamiento previo.

GPSA (Gas Processors Suppliers Association): Asociación de Productores y

Procesadores de Gas de los Estados Unidos de América.

GPA (Gas Processors Association): Asociación de Procesadores de Gas, de

los Estados Unidos de América.

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EPA: siglas de la Environmental Protection Agency (Agencia de Protección

Ambiental). Se encarga de todo lo relativo a la protección del medio ambiente

en los Estados Unidos.

Tratamiento de gas natural: Procesos que se realizan para llevar el fluido a

las condiciones requeridas eliminando los componentes indeseables. Serie de

procesos a los cuales se somete al gas o el petróleo para dejarlos en

condiciones de ser empleados para propósitos específicos o para satisfacer las

condiciones del mercado. En el caso del gas natural, se refiere a la

deshidratación y eliminación de los componentes ácidos, tales como el dióxido

de carbono y el sulfuro de hidrógeno.

Procesamiento del gas natural: Acción de procesar una mezcla de

hidrocarburos para separarla en cada uno de sus componentes o por grupo de

ellos.

1.2 Caso de estudio: Concentración de Componentes

Ácidos en Gases Bolivianos.

En las siguientes líneas mostramos algunas composiciones de campos

Bolivianos que fueron recopiladas de las tareas de los participantes del primer

módulo del programa. Las mismas nos sirven para determinar las necesidades de

tratamiento del gas natural.

Seleccionamos varias al azahar, y son las siguientes:

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Tabla 1-2 Concentración de gases ácidos en yacimientos Bolivianos

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

Como se pueden apreciar, los análisis por lo general muestran valores

bajos de concentración de contaminantes ácidos. 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.

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Se pueden observar diferentes resultados en algunos análisis de los

mismos campos, pueden ser errores de muestreo, analíticos, análisis efectuados

en diferentes años y varias otras cosas, por este motivo se aconseja verificar una

estadística de los mismos antes de tomar decisiones o datos para proyectos en el

rubro.

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