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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:.
Fraccionamiento de LGN
El proceso de fraccionamiento de LGN trata los gases de escape de los separadores de una terminal petrolífera o la fracción superior de una columna de destilación de crudo en una refinería. El objetivo del fraccionamiento es obtener productos útiles, como gas natural apto para su transporte a consumidores industriales y domésticos, gases licuados del petróleo (propano y butano) para su venta y gasolina para la mezcla de combustibles líquidos.[25] El flujo de LGN recuperado se procesa a través de un tren de fraccionamiento que consta de hasta cinco torres de destilación en serie: una desmetanizadora, una desetanizadora, una despropanizadora, una debutanizadora y una desdobladora de butano. Utiliza otro proceso de destilación criogénica a baja temperatura que implica la expansión del gas a través de un turboexpansor seguido de la destilación en una columna de fraccionamiento de desmetanización.[26][27] Algunas plantas de procesamiento de gas utilizan el proceso de absorción de aceite pobre[23] en lugar del proceso de turboexpansor criogénico.
La alimentación gaseosa a la planta de fraccionamiento de LGN se comprime normalmente a unos 60 barg "Bar (unidad de presión)") y 37 °C.[28] La alimentación se enfría a -22 °C, por intercambio con el producto superior del desmetanizador y mediante un sistema de refrigeración, y se divide en tres corrientes:.
El producto superior es principalmente metano a 20 bares y -98 °C. Se calienta y se comprime para obtener gas de venta a 20 bares y 40 °C. El producto final es LGN a 20 barg que alimenta al desetanizador.
El producto superior del desetanizador es etano y los residuos se envían al despropanizador. El producto superior del despropanizador es propano y los residuos se envían al desbutanizador. El producto superior del desbutanizador es una mezcla de butano normal e isobutano, y el producto inferior es una mezcla de gasolina C5+.
Las condiciones de funcionamiento de los recipientes del tren de fraccionamiento de LGN suelen ser las siguientes[25][29][30].
Una composición típica de la alimentación y del producto es la siguiente.[28].
Las corrientes recuperadas de propano, butanos y C+ pueden "endulzarse" en una unidad de proceso Merox") para convertir los mercaptanos indeseables en disulfuros y, junto con el etano recuperado, son los subproductos finales de los LGN de la planta de procesamiento de gas. En la actualidad, la mayoría de las plantas criogénicas no incluyen el fraccionamiento por motivos económicos y, en su lugar, el flujo de LGN se transporta como producto mezclado a complejos de fraccionamiento independientes situados cerca de refinerías o plantas químicas que utilizan los componentes como materia prima. En caso de que el tendido de gasoductos no sea posible por razones geográficas, o de que la distancia entre la fuente y el consumidor supere los 3.000 km, el gas natural se transporta entonces por barco como GNL (gas natural licuado) y se convierte de nuevo en su estado gaseoso en las proximidades del consumidor.
Productos
El gas residual de la sección de recuperación de LGN es el gas de venta final, purificado, que se envía por gasoducto a los mercados de usuarios finales. El comprador y el vendedor establecen normas y acuerdos sobre la calidad del gas. En ellos se suele especificar la concentración máxima permitida de CO, HS y HO, además de exigir que el gas esté comercialmente libre de olores y materiales objetables, así como de polvo u otras materias sólidas o líquidas, ceras, gomas y componentes gomosos que puedan dañar o afectar negativamente al funcionamiento de los equipos del comprador. Cuando se produce una alteración en la planta de tratamiento, los compradores suelen poder negarse a aceptar el gas, reducir el caudal o renegociar el precio.
Recuperación de helio
Si el gas tiene un contenido significativo de helio, éste puede recuperarse mediante destilación fraccionada. El gas natural puede contener hasta un 7 % de helio, y es la fuente comercial del gas noble.[31] Por ejemplo, el campo de gas de Hugoton en Kansas y Oklahoma en los Estados Unidos contiene concentraciones de helio de 0,3 % a 1,9 %, que se separa como un subproducto valioso.[32].