Propiedades del Gas Natural
- 1. Propiedades del Gas Natural Republica Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria Instituto Universitario Politécnico ¨Santiago Mariño¨ Extensión Maracaibo Escuela de Ingeniería en Petróleo Electiva V (Tratamiento de Gas Natural) Estudiante: Miguel Arango C.I.: 27.822.203 Maracaibo; Octubre de 2020
- 2. 1. ¿Qué es el gas natural? Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos, que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos de gas, siendo sus componentes principales, en orden decreciente, el metano, etano, propano, butano, pentano y hexanos. Cuando es extraído de los pozos generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, dióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Es una fuente de energía fósil que, como el carbón o el petróleo, está constituida por una mezcla de hidrocarburos, unas moléculas formadas por átomos de carbono e hidrógeno.
- 3. 2. Tipos de gas natural Asociado: Es aquel que proviene de un yacimiento donde el principal producto es el petróleo o las porciones volátiles del petróleo (condensado). Se obtiene como una fase de gas libre bajo condiciones originales de presión y temperatura de un yacimiento de petróleo. No asociado: Es aquel que no proviene de un yacimiento donde el principal producto es el petróleo, es decir, un yacimiento de gas libre. Dulce: Es aquel que no contiene Sulfuro de Hidrógeno y/o Dióxido de Carbono en cantidades mayores a las especificadas (4ppm y 3,0%). Ácido o agrio: Es aquel que contiene cantidades indeseables de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y/o componentes ácidos (COS, CS2, mercaptanos, entre otros), razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. Pobre o seco: Contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos recuperables como productos líquidos. Es un gas prácticamente formado por metano y etano. Rico o húmedo: Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos (C3 en adelante) de aproximadamente 3 galones por 1000 pie cúbico en condiciones normales. Según la presencia de compuestos ácidos Según la cantidad de Hidrocarburos recuperables como líquidos Según el tipo de yacimiento del cual se obtiene
- 4. 3. Razones para tratar el gas natural Para eliminar el agua, que al volverse líquida es altamente corrosiva, más aún en presencia de Ácido Sulfúrico y Dióxido de Carbono. Para la reducción de los componentes no hidrocarburos que forman parte del gas natural y que pueden ocasionar problemas operacionales, ambientales y/ o de mantenimiento. Para eliminar el vapor de agua, que aumenta el volumen del gas y disminuye su poder calórico. Para eliminar contaminantes que disminuyen la calidad del gas, su poder calorífico, además de representar un peligro para la salud y el ambiente. Para llevarlo a las especificaciones necesarias para la obtención de productos derivados, para el uso industrial, doméstico, de transporte, entre otros.
- 5. 4. Contenido de agua del gas natural El gas natural al salir del pozo suele estar saturado de agua en las condiciones en que es extraído, puede tener agua libre asociada con condensados. El contenido de agua se encuentra en el orden de algunos cientos de libras de agua por millón de pies cúbicos normal (lbm/MMPCN). El punto de rocío es la temperatura en la cual el gas natural está saturado con agua vapor a una determinada presión. El punto de rocío del agua en el gas natural es una medida indirecta del contenido de agua en dicho gas. El contenido máximo de agua para el transporte de gas por gasoductos se encuentra en el orden de los 5–7 lbm/MMPCN. En el punto de rocío el gas está en equilibrio con el agua líquida y cualquier disminución de la temperatura o cualquier aumento de la presión ocasionaría que el vapor de agua contenido en el gas natural empiece a condensar.
- 6. Son sólidos de apariencia física parecida a la nieve comprimida o al hielo, que se forman de la mezcla de agua y gas natural; en otras palabras, son estructuras cristalinas formadas de moléculas de agua y moléculas de gas, donde las moléculas de gas, son atrapadas en celdas formadas por moléculas de agua. Esta agua debe ser retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro del gas, para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN). El objetivo fundamental de la deshidratación es prevenir la formación de hidratos que podrían obstruir compresores, gasoductos y otros equipos de proceso y para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas natural y los condensados. ¿Hidratos?
- 7. 5. Métodos para determinar su contenido EI contenido de agua en un gas depende de factores como tipo de gas, procedencia del mismo, temperatura, presión y salinidad del agua. Mientras menor sea la gravedad especifica del gas mayor es su contenido de agua. Se tiene varios métodos para determinar el contenido de agua en un gas: Método de Mcketta-Wehe Correlación de Robinson Método de Campbell Método de McCain Es aplicable especialmente a gases dulces y se basa en un grafico, también permite la corrección por gravedad especifica del gas y por salinidad del agua. Aplicable tanto a gases dulces como agrios. Considera el gas como compuesto por C1 y H2S. EI contenido de agua se determina dependiendo de la composición (%C1 - %H2S). Se aplica tanto a gases dulces como agrios. Determina el contenido de agua en el gas sin H2S ni CO2, luego el contenido de agua en H2S y CO2 puros. Da buenos resultados a presiones hasta 10000 Lpc y temperaturas hasta 460°F.
- 8. Método de Mcketta-Wehe Para determinar la cantidad de agua que pueda estar en forma de vapor se utiliza la grafica de Mcketta–Wehe. Permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural a diversas condiciones de presión y temperatura. Para utilizar este método se necesita conocer las condiciones de presión y temperatura de operación, se busca la intersección de ambas líneas y después se ubica la cantidad de agua que contiene el gas natural. Este, se expresa en libras de agua por millón de pies cúbicos normal. Grafica de Mcketta–Wehe
- 9. Si el gas natural que se esta analizando contiene compuestos ácidos, es necesario determinar el contenido de agua que pueden contener estos componentes, y con ello determinar el contenido total de agua en el gas. Para esto se usan las graficas siguientes: En ambas se determina el contenido de agua, si tener en cuenta la composición molar. Para la obtención del contenido total se utiliza la ecuación: Contenido de agua en CO2 Contenido de agua en H2S Donde:
- 10. 6. Estructura de los hidratos Los hidratos de gas pueden estar compuestos por dos o más componentes donde siempre uno de ellos es el agua. Estos hidratos existen ya que el agua tiene la capacidad de formar una estructura por medio de la unión del hidrogeno y estabilizada por las moléculas pequeñas no-polares. La estructura cristalina de los hidratos de gas pertenece al grupo de los clatratos, ya que cuando el agua empieza a cristalizar alrededor de la molécula de gas, no se forma en la misma estructura que el hielo, sino que forma una cavidad que la atrapa.
- 11. Actualmente se conocen tres tipos de estructuras cristalinas de hidratos de gas, las tres, están compuestas por diversas combinaciones de cinco tipos de cavidades de forma poliédrica formadas por moléculas de agua. Estructura I La cavidad pequeña, es una estructura cúbica de cuerpo- centrado formado por un dodecaedro pentagonal. Se forma con gases naturales que contienen moléculas más pequeñas que el propano, tales como: metano, etano y dióxido de carbono. Con 46 moléculas de agua por 8 moléculas de gas, está formado por dos cavidades pequeñas y seis cavidades grandes La cavidad grande es un tetradecaédro.
- 12. Estructura II Se forma cuando gases naturales contienen moléculas más grandes que el etano pero más pequeñas que el pentano, tales como: propano, isobutano, n-butano, con 136 moléculas de agua por 24 moléculas de gas; de las 24 moléculas de gas 16 entran en las cavidades pequeñas de la estructura y 8 entran en las cavidades más grandes. La cavidad más grande, es un enrejado de diamante dentro de un armazón cúbico, un hexadecaedro. Las cavidades pequeñas son dodecaedros pentagonales.
- 13. Estructura H Los hidratos del tipo H son únicos ya que ellos se forman típicamente en presencia de un gas liviano como el metano y moléculas más pesadas tales como el metil- ciclopentano, metil-ciclo-hexano, ciclo-octano. Constan de 34 moléculas de agua por 6 moléculas de gas. Está compuesta de tres pequeñas, dos medianas y una grande. Cavidades pequeñas (dodecaedros pentagonales). Cavidades medianas (dodecaedros irregulares). Cavidad grande (icosaedro).
- 14. 7. Condiciones que favorecen su formación Turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación, inducen la formación de los primeros hidratos y el fenómeno de cristalización se hace más rápido. 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. Generalmente la zona de formación de hidrato suele ser una roca de buen espesor, permeable y cuyo régimen de Presión-Temperatura corresponda a las condiciones de una existencia estable de hidratos de gas.
- 15. 8. Métodos de predicción de las condiciones de formación de hidratos El primer problema cuando se diseñan instalaciones que involucran el riesgo de la formación de hidratos, es el predecir las condiciones de presión y temperatura a las cuales estos empezarán a formarse. Métodos aproximados Métodos basados en equilibrio trifásico Métodos basados en cálculos termodinámicos
- 16. Métodos aproximados Desarrollado por Katz et al. Estimaba los límites de la expansión adiabática antes de que la formación de hidratos ocurriera, por lo que se desarrollaron la serie de gráficos que consideran el efecto Joule-Thomson. Desarrollado en 1945 por Katz et al. La gran ventaja que presenta, es su simplicidad, involucra un solo gráfico de presión contra temperatura teniendo como tercera variable la densidad relativa del gas. Este método fue desarrollado en 1987 por Baillie y Wichert, emplea un gráfico (útil en gases amargos) le da una ventaja sobre el método anterior, pero esta ventaja viene de la mano con la complejidad de su uso. Método de la Densidad Relativa Método de Baillie & Wichert Método para determinar los límites de expansión del gas natural al paso de restricciones
- 17. Métodos basados en equilibrio trifásico La condición de equilibrio trifásico, donde existe agua líquida (Lw), hidrato (H) y vapor (V), es utilizada como base para calcular la presión y la temperatura de formación de hidratos para una composición específica de gas y en la presencia de agua libre. Desarrollado en 1941 Katz et al. toma en consideración la composición del gas, está definido como: Método del Factor-K Ki = 𝑌𝑖 𝑆𝑖 Donde Yi y Si son las fracciones molares del componente i en fase gaseosa y en el hidrato respectivamente. El agua no está incluida en los cálculos y se da por hecho que existe suficiente agua libre para que los hidratos se formen. Existen gráficos para encontrar el valor de Ki para cada uno de los ocho elementos formadores de hidratos encontrados en el gas natural. Todos aquellos elementos que son no-formadores, se les asigna un valor de Ki igual a infinito (ya que no formarán hidrato). Gráfico para obtener el valor de Ki del metano.
- 18. Métodos basados en cálculos termodinámicos Estos métodos permiten además de la predicción de condiciones de formación, un amplio espectro de cálculos adicionales, como son, el determinar la composición del hidrato o la fracción de cada cavidad que está llena, siendo su principal característica el poder distinguir entre los tres tipos de hidratos conocidos. En 1959 postularon que la concentración del elemento gaseoso en el hidrato, fuera tratado de manera similar que la absorción del gas en un sólido. Ellos desarrollaron el método para solo una molécula de gas que busca entrar en una cavidad del hidrato. Método de Van Der Waals & Platteeuw Método de Parrish & Prausnitz En 1972 presentaron un método con un mayor rigor científico, existiendo dos diferencias principales con el método anterior, extendieron el término de la estabilidad cristalina a un modelo de multicomponentes y el término de la presión parcial, es reemplazado con la fugacidad que, termodinámicamente, está definida por medio del potencial químico. Método de Ng & Robinson Presentado en 1977, su modelo, fue el primero capaz de calcular la formación de hidratos con la presencia de hidrocarburos líquidos, lo que representa un ajuste del modelo anterior respecto al cambio de entalpía y volumen del agua libre. Este método es de los más utilizados en los software comerciales actuales.
- 19. 9. Inhibición de hidratos El problema de hidratos es particularmente crítico en la producción de gas y condensado onshore y offshore siendo muy frecuente en corrientes de gas saturado con agua –transporte de fluidos en estado multifásico desde el pozo hasta la planta de tratamiento. Mediante la remoción de agua Mediante la inyección de inhibidores Por el manejo de la presión Uso de aislantes térmicos o por calentamiento activo Consiste en la remoción el agua de la producción, sin ésta, la generación de hidratos es imposible. Pueden ser termodinámicos, como alcoholes, glicoles e incluso sales; su funcionamiento se basa en reducir la temperatura a la cual los hidratos se formarán. Pueden utilizarse también inhibidores de baja dosis (bajas concentraciones). Consiste en el manejo de la presión, manteniéndola por debajo de la presión de formación de hidratos. Modificación de la temperatura del sistema de producción, ya sea mediante aislamiento térmico o de manera externa, por medio de resistencias eléctricas o la circulación de un fluido caliente. El objetivo de ambos mecanismos, es que las condiciones de formación que hayan sido predichas no sean alcanzadas.
- 20. Mediante la inyección de inhibidores Inhibidores cinéticos Son polímeros de bajo peso molecular solubles en agua, que se adhieren a la superficie del hidrato al momento de su formación y de esta manera retrasan el crecimiento de los cristales; son amigables con el ambiente. ¡Es el mecanismo más utilizado en la actualidad para controlar hidratos! Inhibidores termodinámicos Reducen la temperatura de formación, con lo que las condiciones de operación del sistema de producción se mantenga en la región de no hidratos. Los más utilizados en la actualidad son el metanol y el monoetilenglicol (MEG). Inhibidores de baja dosis Conllevan menor concentración requerida para inhibir la formación de hidratos, menores tasas de inyección lo que representa menores costo. Dispersantes o antiaglomerantes Son surfactantes que causan que la fase de agua líquida sea suspendida en pequeñas gotas, permitiendo que los hidratos se formen pero manteniendo un tamaño pequeño. La salinidad del agua de formación disminuye su eficiencia, y poseen un alto grado de toxicidad.
- 21. Por el manejo de la presión Las operaciones a baja presión, se refieren al proceso de mantener la presión del sistema de producción por debajo de la presión predicha para la generación de hidratos de la composición del gas que se esté produciendo. La dificultad de esto es que la temperatura de operación del sistema de producción variará a lo largo de éste, y con ello, tendría que ajustarse la presión para distintas secciones. Mediante la remoción de agua En teoría, si suficiente agua es removida de los fluidos producidos, la formación de hidratos no ocurrirá, por lo que la deshidratación del gas natural es una técnica de prevención de hidratos muy común en poliductos de exportación, pero hay que tomar en cuenta que el manejo de agua se hace en centros de proceso terrestres.
- 22. Uso de aislantes térmicos o por calentamiento activo El aislado de las tuberías previene la formación de hidratos al mantener la temperatura por arriba de las condiciones de formación. Esta técnica, generalmente no es aplicada en sistemas de producción de gas natural porque el gas tiene baja masa térmica, por lo que sólo es aplicable cuando se trata de un yacimiento de alta temperatura. El calentamiento activo puede llevarse a cabo de dos maneras, por calentamiento eléctrico o por la circulación de un fluido caliente, donde por medio de un umbilical. Ambos métodos proveen de un control de hidratos mucho más sencillo que todos los demás mecanismos presentados, pero existen factores, como el complejo diseño térmico y mecánico del sistema, la fabricación, instalación, tiempo de vida y riesgos de seguridad asociados a estos métodos que han limitado su aplicación.
- 23. La mente que se abre a una nueva idea, jamás volverá a su tamaño original. Albert Einstein ¡Gracias por su atención!