Gas Natural

GAS NATURAL
Luis Hernández
Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño
Electiva V: Tratamiento del Gas Natural

ÍNDICE
INTRODUCCIÓN
1. Tipos de contaminación presentes en el gas natural.
2. Efectos de los contaminantes en la calidad del gas
natural.
3. Requerimientos para el uso del gas natural en sistemas
de transporte, uso doméstico, usos industriales y de
extracción de líquidos.
4. Producción general del gas natural.
5. Uso de los separadores y depuradores como primera
etapa de tratamiento.
CONCLUSIÓN
3
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9
17
23
38
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49

INTRODUCCIÓN
Hoy en día, la industria del gas natural ha logrado situarse entre las primeras fuentes energéticas,
siendo una de las más económicas y que a la vez posee un alto poder calorífico, aparte de un bajo impacto
ambiental y un amplio panorama de aplicaciones. Teniendo en cuenta su demanda, su uso implica
satisfacer una serie de especificaciones de calidad, dado que el gas natural, tal y como se extrae de los
yacimientos, presenta generalmente acumulaciones de petróleo y un sinfín de contaminantes que deberán
ser extraídos para lograr un óptimo tratamiento que permita su transporte y comercialización.
Entre los contaminantes más alarmantes que pueden estar presentes en el gas natural están los
compuestos azufrados y el vapor de agua que generan una alta corrosividad, además este último puede
causar obstrucciones en las estaciones de producción por la formación de hidratos. Tales elementos
indeseables han sido caracterizados y evaluados para ser eliminados durante procesos que proporcionan
mecanismos capaces de eliminar convenientemente los mismos. Por ello, esta investigación se ha dedicado
brevemente a exponer de forma sistemática aspectos como los contaminantes que se asocian con este
combustible y lo que conllevan, cómo se da el proceso de producción y el inicio de los procesos de
separación y depuración que conforman la primera etapa de los tratamientos a llevar a cabo para
acondicionar el gas natural.

TIPOS DE CONTAMINACIÓN
PRESENTES EN EL GAS NATURAL

CONTAMINANTES EN EL GAS
El gas natural por su composición presenta proporciones bajas
de algunos contaminantes, tales como:
• Compuestos azufrados
• Sulfuro de hidrógeno: H2S.
• Sulfuro de carbonilo: CO-S.
• Disulfuro de carbono: CS2.
• Mercaptanos: R- SH.
• Dióxido de azufre: SO2.
• Sulfuro de alquilo: R-S-R’.
• Disulfuro de alquilo: R- S-S-R’.
• Tetrahidriotiofano.

CONTAMINANTES
EN EL GAS
• Aminas.
• Hidrógeno: H.
• Nitrógeno: N2.
• Óxidos de nitrógeno.
• Oxígeno: O2.
• Dióxido de carbono: CO2.
• Monóxido de carbono: CO.
• Halógenos.
• Ácido cianhídricos y cianuros.
• Amoníaco y compuestos amoniacales.
• Elementos radioactivos como el radón.

• Agua: H2O.
• Metales (plomo, mercurio, bario)
• Asfaltenos.
• Aditivos químicos (metanol y glicol).
• Resinas.
• Carbón.
• Lodos de perforación.
• Parafinas.
• Sales (cloruros).
• Sólidos en suspensión con tamaño de
partículas apreciable.
CONTAMINANTES
EN EL GAS

CONTAMINACIÓN EN EL
GAS NATURAL
Algunos de estos elementos suelen
aparecer conjuntamente con el gas
natural, en otros casos provienen del
manejo previo y también surgen por las
reacciones químicas durante el mismo
tratamiento; aun así todos ocasionan
efectos indeseables en las operaciones
de acondicionamiento que pueden
inducir a situaciones de alto riesgo.

EFECTOS DE LOS CONTAMINANTES
EN LA CALIDAD DEL GAS NATURAL

HIDROCARBUROS
Estos afectan en gran magnitud a los
sistemas de deshidratación ya que
disminuyen la capacidad del glicol para
absorber el agua; incrementan las
pérdidas de glicol y la formación de
espuma, como también aceleran la
formación del carbón en los equipos
tales como rehervidores y filtros.

GASES INTERTES
El hidrógeno y el nitrógeno afectan el
poder calorífico del gas y a su vez el costo
de transporte. El oxígeno puede generar
explosiones.

SALES
En grandes cantidades intervienen como
agentes corrosivos de los equipos, a su vez
pueden afectar en la regeneración del
glicol disminuyendo su capacidad y
ocasionando puntos calientes en
rehervidores de glicol. La solubilidad de la
sal disminuye a medida que aumenta la
temperatura en el rehervidor provocando
la precipitación sobre el tubo de fuego.

AGUA
Es el más serio contaminante presente en el
gas ya que incrementa las pérdidas de glicol,
aumenta los costos de regeneración de glicol
por lo que disminuye la eficiencia en el
sistema de deshidratación, aumenta las
probabilidades de corrosión y propicia la
formación de hidratos. Afecta la operación de
los separadores de entrada, ya que mantienen
los niveles en los mismos altos y generan
drenajes permanentes a la fosa de quema.

ADITIVOS QUÍMICOS
Pueden ser inhibidores de corrosión y/o
antiespumantes. Los excesivos volúmenes
de espuma en los sistemas de
deshidratación disminuyen el área de
transferencia de calor y por consecuencia la
eficiencia de absorción del agua. Para
eliminar el exceso de espuma se
recomienda añadir antiespumantes al
sistema.

SÓLIDOS
Promueven la formación de espuma;
contribuyen como agentes erosivos en los
equipos y disminuyen la eficiencia en el
sistema de deshidratación.
SULFURO DE HIDRÓGENO
(H2S) Y/O DIÓXIDO DE
CARBONO (CO2)
En presencia de agua aseguran la existencia de
corrosión.
H2S/CO2 = Alto (menos corrosividad).
H2S/CO2 = Bajo (sistema más corrosivo).

OTROS
CONTAMINANTES
DEL GAS
El posible contenido en el gas de
materiales, polvo, y otras sustancias sólidas
y líquidas, ceras, gomas, constituyentes que
formen gomas y compuestos deben ser
limitados hasta la medida en que no se
excedan los límites establecidos por las
regulaciones sanitarias y ambientales
vigentes.

REQUERIMIENTOS PARA EL USO
DEL GAS NATURAL EN SISTEMAS
DE TRANSPORTE, USO DOMÉSTICO,
USOS INDUSTRIALES Y DE
EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS

CONDICIÓN DEL GAS NATURAL
PARA SU USO
• Para llevar el gas natural a las condiciones requeridas en el uso y
aprovechamiento, es necesario separarlo previamente del petróleo,
recolectarlo, elevar su presión y tratarlo eliminando los componentes no
deseados, para ello, se han establecido ciertos rangos permisibles como
básicos requerimientos para la adecuada calidad del gas.
• En la figura a continuación se muestran los límites fijados por la norma
COVENIN 3568-2:2000.

Límites de componentes mayoritarios y
minoritarios en el gas natural.
Nota: Para el azufre total, mg/m3, se debe
contar solamente la masa del elemento
azufre; mientras que en ppm molar, se
debe contar doblemente los moles de los
compuestos con dos átomos de azufre.
Fuente: Norma venezolana COVENIN 3568-
2:2000. Gas
natural. Características mínimas de
calidad. Parte 2: Gas de uso general para
sistemas de transporte troncales de libre
acceso.

• La temperatura de rocío máxima
de hidrocarburos debe ser menor
en 20ºC (36 ºF) a la temperatura
ambiental mínima de todo
sistema de transmisión,
almacenamiento y distribución.
OTROS ASPECTOS
SOBRE EL GAS NATURAL

OTROS ASPECTOS SOBRE EL GAS NATURAL
La densidad de gas real debe
exceder el valor de 0,75.
La presión máxima, la temperatura mínima y
máxima dependerán a su vez de la presión y
temperaturas en el punto de entrada a un
sistema de transporte, almacenamiento y
distribución.

OTROS ASPECTOS SOBRE EL GAS NATURAL
No debe agregarse metanol al
gas.
Se establece que el gas debe estar
libre de residuos sólidos con
tamaños superiores a 5 μm.

PRODUCCIÓN
GENERAL DEL
GAS NATURAL

Los sistemas de producción están constituidos por un conjunto de
instalaciones cuya función básica consiste en el manejo de la
mezcla petróleo-gas desde que se extrae del yacimiento hasta que
se traslada a operaciones de comercialización.

El manejo de producción comprende básicamente la separación de los tres fluidos obtenido
de los pozos (petróleo, gas y agua) para que éstos cumplan con los siguientes requisitos:
• El petróleo debe satisfacer las especificaciones que rigen las normas para su
comercialización, refinación y almacenamiento.
• El gas debe cumplir las normas para su comercialización, procesamiento y utilización en
los procesos petroquímicos y de producción petrolera. El agua debe recibir un tratamiento
para que su disposición se haga de acuerdo con la normativa ambiental.

Entre el conjunto de instalaciones comprendidas en los sistemas de
producción se tienen:
• Líneas de flujo. Se denomina línea de flujo a la tubería que conecta el
cabezal de un pozo con el múltiple de producción de la estación de
recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de
pozos.

• Estación de flujo. Es el sitio donde llega la mezcla petróleo-gas
desde el pozo. Las funciones principales de una estación de flujo
son:
• Separación gas-petróleo.
• Práctica de pruebas individuales para pozos.
• Almacenamiento.
• Bombeo de crudo.
No obstante, esta difiere de una estación de descarga, en la etapa
de tratamiento del crudo que ésta posee. La estación de flujo y
recolección de la producción de los pozos la componen un grupo
de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición,
tratamiento, almacenamiento y despacho del gas.

Las estaciones de flujo están compuestas por elementos como:
Es la parte de un sistema de producción en la cual se mezcla
la producción de varios pozos antes de ser enviada a los
trenes de separación gas-petróleo. Consiste de varios tubos
colocados en forma horizontal, paralelos unos con otros
mediante los cuales la mezcla gas-petróleo se recolecta en
solo tubo para ser enviada a los separadores, empleados para
aislar la línea de flujo de cada pozo, lo que permite medir su
producción individual; éste múltiple es de menor diámetro
que el de producción general. El múltiple, además, facilita el
aislamiento de pozos para pruebas individuales de
producción por medio de las interconexiones del sistema y la
disposición apropiada de válvulas.
Múltiple de producción

Las estaciones de flujo están compuesta por elementos como:
Consiste en la primera instalación de procesamiento de
fluido obtenido del pozo. El fluido que se obtiene de un
pozo de petróleo normalmente es de carácter
multifásico en el que se encuentran mezclas complejas
de hidrocarburos, agua, partículas de arena,
contaminantes. La separación física de dichas fases
representa una operación fundamental en la
producción, procesamiento y tratamiento de crudo y del
gas, y para ello en las áreas de producción se utilizan los
separadores gas/líquido, los cuales separan el gas del
petróleo y del agua.
Separadores

• Realizar una primera separación entre los hidrocarburos
líquidos y gaseosos.
• Recolectar las partículas líquidas presentes en la fase gaseosa.
• Liberar el gas que permanezca en la fase liquida.
• Realizar descarga separada de petróleo y gas para evitar que se
puedan volver a mezclar parcial y totalmente.
FUNCIONES DE UN SEPARADOR

Principales nodos en el sistema integral de producción de gas natural.
Fuente: CONTRERAS C. (2009). Sistema de producción para pozos de gas natural.

Proceso de producción del gas natural.
Fuente: MAGGIOLO R. (2004). Gas Lift Básico.

PROBLEMAS OPERACIONALES
Se describen los problemas operacionales presentes en la
etapa de separación que es el centro de interés, aun así un
par de ellos puede repetirse en las consiguientes etapas,
estos son:
• Formación de espuma. La tendencia a formar espuma
de una mezcla vapor-líquido o vapor-líquido-líquido
afectará severamente el desempeño del separador.
Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema
antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse
deflectores de espuma como el método más económico
de eliminar el problema. Sin embargo en algunos casos
puede ser necesario resolver un problema en particular,
usando soluciones más efectivas como agregar longitud
extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier
información que pueda obtenerse sobre la dispersión de
espuma por análisis de laboratorio, antes del diseño del
separador es de mucha ayuda. Un caso específico de esta
situación son los separadores de Producción (gas-
petróleo o gas-petróleo-agua).

• Flujo de avance. Algunas líneas de flujo bifásico
muestran la tendencia a un tipo de flujo
inestable, de oleaje, que se denomina flujo de
avance. Obviamente la presencia del flujo
avance requiere incluir placas rompe olas en el
separador.
• Materiales pegajosos. Alimentaciones con
materiales pegajosos, como es el caso de
crudos parafinados, pueden presentar
problemas operativos, debido al ensuciamiento
o incrustación de los elementos internos.

• Presencia y acumulación de sólidos. Cuando
se conoce que un servicio tendrá arrastre de
sólidos, deberán tomarse las prevenciones
correspondientes: tuberías de lavado (si
aplica), boquillas de limpieza por inyección de
líquidos, boquillas de remoción de sólidos,
inclinación de recipientes horizontales. Para
separadores de producción, considerables
cantidades de arena pueden ser producidas
con el crudo. En los separadores en servicio de
petróleo arenoso deben proveerse aberturas
para la limpieza.

• Bajas temperaturas. Aún cuando esta
condición no se encuentra a menudo, la
temperatura baja y la presión alta presentan la
posibilidad de formación de hidratos de gas.
Es correcto suponer que cualquier gas natural
o gas asociado contiene vapor de agua al
producirlo y que esta agua puede
condensarse y causar formación de hidratos.
Este renglón debe ser verificado ya que
puede ser necesario el calentamiento para
resolver el problema.

• Crudos viscosos. La presencia de
crudos viscosos en los procesos de
separación presentan
inconvenientes a los cuales se
necesita incrementar el tiempo de
retención durante el proceso de
separación del mismo, es
recomendable 4 veces el tiempo
normal.

USO DE LOS SEPARADORES
Y DEPURADORES COMO
PRIMERA ETAPA DE
TRATAMIENTO

DEPURACIÓN
Es la acción que realizan los depuradores
de gas, los cuales son equipos
fundamentales en el proceso previo a la
distribución del gas fuera de la estación.
Estos pueden definirse como recipientes
a presión, que se utilizan básicamente
para remover pequeñas cantidades de
líquido de una mezcla
predominantemente gaseosa,
proveniente del tren de separación.
Los depuradores son separadores no
convencionales, que no poseen
capacidad para hacer una separación
gas/liquido eficiente, cuando los
volúmenes de líquidos son muy altos.
También es función de este recipiente
recoger el líquido proveniente de
cualquier mal funcionamiento de los
separadores.

SERAPACIÓN
Los separadores de gas petróleo constituyen la primera
instalación de procesamiento del fluido obtenido del
pozo. El fluido que se obtiene de un pozo de petróleo,
normalmente es de carácter multifásico en el que
encuentran mezclas complejas de hidrocarburos, agua,
partículas de arena y contaminantes. La separación
físicas de dichas fases representan una operación
fundamental en la separación, procesamiento y
tratamiento del crudo y del gas, y para ello en las áreas
de producción se utilizan los separadores gas líquido,
los cuales separan el gas del petróleo y del agua.

En el caso de mezclas gas-líquido, la mezcla de fases entra al
separador y, si existe, choca contra un aditamento interno ubicado
en la entrada, lo cual hace que cambie el momentum de la
mezcla, provocando así una separación de las fases.
Seguidamente, en la sección de decantación (espacio libre) del
separador, actúa la fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo
que el líquido abandone la fase vapor y caiga hacia el fondo del
separador (sección de acumulación de líquido). Esta sección
provee del tiempo de retención suficiente para que los equipos
aguas abajo pueden operar satisfactoriamente y, si se ha tomado
la previsión correspondiente, liberar el líquido de las burbujas de
gas atrapadas.
SEPARACIÓN

Consta de las siguientes etapas de
separación:
• Sección primaria.
• Sección secundaria.
• Sección de extracción de
neblina.
• Segregación final.
SEPARACIÓN

SECCIÓN PRIMARIA
La corriente de fluidos que entra al separador proviene a alta velocidad, lo que
ocasiona una turbulencia entre la fase gaseosa y la fase líquida. Debido a esto, se
debe disipar el gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del
separador. Para reducir el impulso y disminuir la turbulencia se puede utilizar una
placa desviadora o cualquier otra técnica la cual induzca una fuerza centrífuga al
flujo con la cual se separen volúmenes de líquido del gas.

El principio más importante de la separación en
esta sección es la decantación del líquido por
gravedad desde la corriente de gas, una vez
reducida su velocidad. La eficiencia en esta
sección depende de las propiedades del gas y del
líquido, del tamaño de las partículas y del grado
de turbulencia del gas. El grado de turbulencia
debe ser reducido al mínimo, éste se mide por
medio del número de Reynolds, algunos diseños
incluyen desviadores internos para reducir la
turbulencia y disipar la espuma. Los desviadores
pueden actuar también como colectores de gotas.
SECCIÓN
SECUNDARIA

Aquí se separan las minúsculas partículas
del líquido que aún contiene el gas, la
mayoría de los separadores utilizan,
como mecanismo principal de extracción
de neblina, la fuerza centrífuga o el
principio de choque. En ambos métodos,
las pequeñas gotas de líquido se separan
de la corriente de gas en forma de
grandes gotas (coalescencia), que luego
caen a la zona de recepción de líquido.
SECCIÓN DE
EXTRACCIÓN
DE NEBLINA

• En esta etapa se procede a descargar los diferentes fluidos, gas libre de líquido y
líquido libre de gas, a las condiciones de operación establecidas evitando la
reagrupación de las partículas de las distintas fases y la formación de espuma.
Para que esto ocurra es necesario un tiempo mínimo de retención de líquido y
un volumen mínimo de alimentación. Puede colocarse un rompe vórtices sobre
la(s) boquilla(s) de salida del líquido para prevenir el arrastre de gas o petróleo
por el líquido residual.
SEGREGACIÓN FINAL

Simulación de la separación y depuración del gas natural
Fuente: MORALES L. y MORALES M. (2011). Análisis del impacto económico en el
proceso de refinación y equipos de producción, debido al alto contenido de azufre en la segregación mesa 30 producida al norte de Monagas.

Comparación entre separadores horizontales y verticales
SEPARADOR HORIZONTAL SEPARADOR VERTICAL
VENTAJAS
• La dirección del flujo no se opone al drenado en la
extracción de neblina.
• Gran control de turbulencia.
• Mejor manejo para la retención de volumen. Mayor
área de superficie líquida.
• Fácil mantenimiento y servicio.
• Mejor para el manejo de espuma.
• Mayor capacidad de líquido con un alto RGP.
• Puede manejar grandes cantidades de sedimentos o
lodo.
• Buena capacidad de oleada.
• No requiere de mucho espacio físico.
• Puede ser limpiado fácilmente.
DESVENTAJAS
• Requiere mayor espacio físico.
• Lo extractores de neblina a veces se tapan y
explotan.
• No es bueno para el manejo de sedimentos o lodo.
• Más costoso para procesar iguales cantidades de
gas.
• Menor capacidad para el drenado de neblina.
• No es bueno para la espuma.
• Dificultad para revisar equipos en la parte superior.
• Baja capacidad de líquido con un alto RGP.

CONCLUSIÓN
En la culminación de esta investigación se observa que en el actual mundo industrial, el
gas natural se abre paso entre otras fuentes de energía como el carbón, el petróleo y otros
combustibles líquidos, la hidroelectricidad y la energía nuclear, permitiendo obtener la misma
cantidad de energía a menor costo, ofreciendo ventajas que sobrepasan las características,
disponibilidad, eficiencia, grado contaminante y manejo de otros combustibles.
Pero todo ello, se logra si el gas es acondicionado correctamente; cubriendo las
expectativas al remover impurezas como como nitrógeno, hidrógeno, anhídrido carbónico,
vapor de agua y sulfuro de hidrógeno. La remoción de estos se realiza analizando el trayecto del
gas natural desde su extracción hasta su comercialización, pudiendo aplicarse en cualquier
fase del proceso si es necesario.
El acondicionamiento del gas natural no solo favorece su calidad y el cumplimiento de
las normas, sino la prevención de una sucesión de problemas a nivel operativo e incidentes de
gran riesgo; ya que este procedimiento inicia con una etapa clave que consigue la debida
extracción de elementos externos potencialmente peligrosos, tal etapa es la separación y
depuración del gas natural implica dos métodos: la absorción y la expansión criogénica.

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