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Existe una gran variedad de formas de configurar los distintos procesos unitarios utilizados en el tratamiento del gas natural bruto. El diagrama de flujo de bloques que figura a continuación es una configuración típica generalizada para el tratamiento de gas natural bruto procedente de pozos de gas no asociado. Muestra cómo se procesa el gas natural bruto para convertirlo en gas de venta canalizado a los mercados de usuarios finales.[13][14][15][15][16] También muestra cómo el procesamiento del gas natural bruto produce estos subproductos:.
El gas natural bruto se suele recoger de un grupo de pozos adyacentes y se procesa primero en un recipiente separador en ese punto de recogida para eliminar el agua líquida libre y el condensado de gas natural. A continuación, el condensado suele transportarse a una refinería de petróleo y el agua se trata y se elimina como aguas residuales.
A continuación, el gas bruto se conduce a una planta de procesamiento de gas donde la purificación inicial suele consistir en la eliminación de los gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono). Hay varios procesos disponibles para ese fin, como se muestra en el diagrama de flujo, pero el tratamiento con aminas es el proceso que se utilizaba históricamente. Sin embargo, debido a una serie de limitaciones de rendimiento y medioambientales del proceso con aminas, una tecnología más reciente basada en el uso de membranas poliméricas para separar el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas natural ha ganado cada vez más aceptación. Las membranas son atractivas porque no consumen reactivos.[20].
Los gases ácidos, si están presentes, se eliminan mediante un tratamiento de membrana o amina y, a continuación, pueden dirigirse a una unidad de recuperación de azufre que convierte el sulfuro de hidrógeno del gas ácido en azufre elemental o ácido sulfúrico. De los procesos disponibles para estas conversiones, el proceso Claus es, con mucho, el más conocido para recuperar azufre elemental, mientras que el proceso convencional Contact y el proceso WSA (proceso de ácido sulfúrico húmedo")) son las tecnologías más utilizadas para recuperar ácido sulfúrico. Las cantidades más pequeñas de gas ácido pueden eliminarse por combustión en antorcha.
El gas residual del proceso Claus se denomina comúnmente gas de cola y ese gas se procesa en una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para recuperar y reciclar los compuestos residuales que contienen azufre y devolverlos a la unidad Claus. De nuevo, como se muestra en el diagrama de flujo, existen varios procesos disponibles para tratar el gas de cola de la unidad Claus y, para ello, un proceso WSA también es muy adecuado, ya que puede funcionar de forma autotérmica en los gases de cola.
El siguiente paso en la planta de procesamiento de gas es eliminar el vapor de agua del gas utilizando la absorción "Absorción (química)") regenerable en trietilenglicol") líquido (TEG),[10] comúnmente conocida como deshidratación de glicol, desecantes de cloruro delicuescente o una unidad de adsorción por cambio de presión (PSA), que es una adsorción regenerable que utiliza un adsorbente sólido.[21] También pueden considerarse otros procesos más recientes, como las membranas.
Luego, el mercurio se elimina mediante procesos de adsorción (como se muestra en el diagrama de flujo), como carbón activado o tamices moleculares regenerables.[6].
Aunque no es común, el nitrógeno a veces se elimina y rechaza mediante uno de los tres procesos indicados en el diagrama de flujo:.
NGL Fractionation
The NGL fractionation process treats exhaust gases from the separators of an oil terminal or the upper fraction of a crude oil distillation column in a refinery. The objective of fractionation is to obtain useful products, such as natural gas suitable for transport to industrial and domestic consumers, liquefied petroleum gases (propane and butane) for sale, and gasoline for blending liquid fuels.[25] The recovered NGL stream is processed through a fractionation train consisting of up to five distillation towers in series: a demethanizer, a deethanizer, a depropanizer, a debutanizer and a butane splitter. It uses another low-temperature cryogenic distillation process that involves gas expansion through a turboexpander followed by distillation in a demethanation fractionation column.[26][27] Some gas processing plants use the lean oil absorption process[23] instead of the cryogenic turboexpander process.
The gaseous feed to the NGL fractionation plant is normally compressed to about 60 barg "Bar (pressure unit)") and 37 °C.[28] The feed is cooled to -22 °C, by exchange with the upper product of the demethanizer and by a refrigeration system, and is divided into three streams:.
The top product is mainly methane at 20 bar and -98 °C. It is heated and compressed to obtain sales gas at 20 bars and 40 °C. The final product is NGL at 20 barg that feeds the deethanizer.
The top product of the deethanizer is ethane and the residue is sent to the depropanizer. The top product of the depropanizer is propane and the residue is sent to the debutanizer. The top product of the debutanizer is a mixture of normal butane and isobutane, and the bottom product is a mixture of C5+ gasoline.
The operating conditions of the NGL fractionation train vessels are usually as follows[25][29][30].
A typical composition of the feed and the product is as follows.[28].
Recovered propane, butanes and C+ streams can be "sweetened" in a Merox process unit) to convert undesirable mercaptans to disulfides and, together with recovered ethane, are the final by-products of NGLs from the gas processing plant. Currently, most cryogenic plants do not include fractionation for economic reasons and instead the NGL stream is transported as a mixed product to fractionation complexes independent gas pipelines located near refineries or chemical plants that use the components as raw materials. In case the laying of gas pipelines is not possible for geographical reasons, or the distance between the source and the consumer exceeds 3,000 km, the natural gas is then transported by ship as LNG (liquefied natural gas) and converted back into its gaseous state in the vicinity of the consumer.
Products
Waste gas from the NGL recovery section is the final, purified sales gas that is sent by pipeline to end-user markets. The buyer and seller establish standards and agreements on gas quality. They usually specify the maximum permitted concentration of CO, HS and HO, in addition to requiring that the gas be commercially free of odors and objectionable materials, as well as dust or other solid or liquid materials, waxes, gums and gummy components that may damage or negatively affect the operation of the buyer's equipment. When a disturbance occurs in the treatment plant, buyers can usually refuse to accept the gas, reduce the flow or renegotiate the price.
Helium recovery
If the gas has a significant helium content, this can be recovered by fractional distillation. Natural gas can contain up to 7% helium, and is the commercial source of the noble gas.[31] For example, the Hugoton gas field in Kansas and Oklahoma in the United States contains helium concentrations of 0.3% to 1.9%, which is separated as a valuable byproduct.[32].