PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL
Tomado del texto en preparación “Ingeniería de procesos en la industria de gas natural y condensados”
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
Ingenieros Químicos (UNI-Perú) M.S.in ChE (University of Wisconsin Madison y University of Illinois at Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.com
INTRODUCCION
Este próximo texto universitario fue iniciado hace algunos años (en circunstancias muye especiales por uno de los autores), aun no sido concluido (tiene un avance de más del 80) y se publica un extracto de este a manera de autoincentivo para que muy pronto lograr publicar este siguiente texto de los autores.
Este próximo texto universitario fue iniciado hace algunos años (en circunstancias muye especiales por uno de los autores), aun no sido concluido (tiene un avance de más del 80) y se publica un extracto de este a manera de autoincentivo para que muy pronto lograr publicar este siguiente texto de los autores.
6 INTRODUCCIÓN AL PROCESADO DE GAS NATURAL
6.1 INTRODUCCION (6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 9, 10, 34.11)
Una vez extraído de los reservorios el Gas Natural, que se obtiene principalmente en baterías de separación y está constituido como anteriormente se mencionó por metano y proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos y condensados C5+) y de contaminantes diversos, debe ser procesado para acondicionarlo, eliminándole impurezas, separarlo en dos fracciones denominadas gas seco y líquidos de gas natural (LGN) o condensados.
Luego, se debe transportar el gas seco para su consumo por consumidores finales o para un posterior procesamiento en caso que se le quiera convertir en Gas Natural Licuefactado (LNG) y exportarlo como un combustible licuefactado empleando buques especiales denominados buques metaneros (ver capítulo 18) o transformarlo en combustibles líquidos en el proceso denominado Gas a Líquidos (GTL) (ver capítulo 19) y exportarlo como combustibles finales o convertirlos a químicos intermedios en los proceso denominados a Gas a Químicos.
Los Líquidos de Gas Natural (LGN) también denominados condensados deben ser llevados a una Planta de Fraccionamiento donde se separan los diferentes componentes y de allí se transportan y distribuyen al consumidor final o se llevan a plantas petroquímicas para convertirlos en productos petroquímicos (ver capítulo 20).
Como cada gas natural de un campo dado tiene una composición específica, las plantas de procesamiento se diseñan en función de yacimientos específicos, tomando en cuenta, no sólo la composición inicial del gas y sus condensados sino al mismo tiempo el mercado hacia el cual estarán dirigidos los diferentes componentes del gas natural y sus condensados.
De manera muy general y no estandarizada se puede decir que el gas natural y sus condensados pueden ser sometidos a diversos tipos de procesamiento, los que se pueden dividir según:
Procesos de acondicionamiento.- Son diversos procesos fisicoquímicos que permiten la eliminación de las diferentes impurezas contenidas en el gas, tal como sale de los pozos de producción, y que están constituidas por compuestos como azufre, agua, CO2 y otras que no tienen valor comercial.
Procesos de separación.- Son procesos fisicoquímicos que permiten separar el gas natural en una fracción que está en fase gas, usualmente denominada Gas Seco que subsecuentemente es enviada por gasoductos hacia consumidores finales o hacia nuevas plantas de procesamiento en función del uso final del gas natural. También se obtiene una fracción líquida a condiciones de proceso denominada Líquidos de Gas Natural (LGN) o Condensados, los que posteriormente son enviados por medio de Poliductos o buques hacia otras Plantas para su posterior fraccionamiento.
Procesos de fraccionamiento.- Son procesos fisicoquímicos que permiten separar los diversos componentes de los Líquidos del Gas Natural como son el etano, propano, butano, gasolina natural y el Medium Distillate for Blending Stock (MDBS) para su posterior envío como combustible a consumidores finales o su envío como materia prima para plantas de mezcla de gasolinas o plantas petroquímicas. La Figura 6.1.1 da una idea general del procesado del gas natural.
6.1 INTRODUCCION (6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 9, 10, 34.11)
Una vez extraído de los reservorios el Gas Natural, que se obtiene principalmente en baterías de separación y está constituido como anteriormente se mencionó por metano y proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos y condensados C5+) y de contaminantes diversos, debe ser procesado para acondicionarlo, eliminándole impurezas, separarlo en dos fracciones denominadas gas seco y líquidos de gas natural (LGN) o condensados.
Luego, se debe transportar el gas seco para su consumo por consumidores finales o para un posterior procesamiento en caso que se le quiera convertir en Gas Natural Licuefactado (LNG) y exportarlo como un combustible licuefactado empleando buques especiales denominados buques metaneros (ver capítulo 18) o transformarlo en combustibles líquidos en el proceso denominado Gas a Líquidos (GTL) (ver capítulo 19) y exportarlo como combustibles finales o convertirlos a químicos intermedios en los proceso denominados a Gas a Químicos.
Los Líquidos de Gas Natural (LGN) también denominados condensados deben ser llevados a una Planta de Fraccionamiento donde se separan los diferentes componentes y de allí se transportan y distribuyen al consumidor final o se llevan a plantas petroquímicas para convertirlos en productos petroquímicos (ver capítulo 20).
Como cada gas natural de un campo dado tiene una composición específica, las plantas de procesamiento se diseñan en función de yacimientos específicos, tomando en cuenta, no sólo la composición inicial del gas y sus condensados sino al mismo tiempo el mercado hacia el cual estarán dirigidos los diferentes componentes del gas natural y sus condensados.
De manera muy general y no estandarizada se puede decir que el gas natural y sus condensados pueden ser sometidos a diversos tipos de procesamiento, los que se pueden dividir según:
Procesos de acondicionamiento.- Son diversos procesos fisicoquímicos que permiten la eliminación de las diferentes impurezas contenidas en el gas, tal como sale de los pozos de producción, y que están constituidas por compuestos como azufre, agua, CO2 y otras que no tienen valor comercial.
Procesos de separación.- Son procesos fisicoquímicos que permiten separar el gas natural en una fracción que está en fase gas, usualmente denominada Gas Seco que subsecuentemente es enviada por gasoductos hacia consumidores finales o hacia nuevas plantas de procesamiento en función del uso final del gas natural. También se obtiene una fracción líquida a condiciones de proceso denominada Líquidos de Gas Natural (LGN) o Condensados, los que posteriormente son enviados por medio de Poliductos o buques hacia otras Plantas para su posterior fraccionamiento.
Procesos de fraccionamiento.- Son procesos fisicoquímicos que permiten separar los diversos componentes de los Líquidos del Gas Natural como son el etano, propano, butano, gasolina natural y el Medium Distillate for Blending Stock (MDBS) para su posterior envío como combustible a consumidores finales o su envío como materia prima para plantas de mezcla de gasolinas o plantas petroquímicas. La Figura 6.1.1 da una idea general del procesado del gas natural.
Fig. 6.1.1- Procesado del gas natural
6.2 GAS NATURAL Y SU COMPOSICION DESDE EL PUNTO DE VISTA DE SU PROCESAMIENTO
(6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 8.2, 9, 10, 10.1, 34.11)
En la boca de pozo el gas natural, como se indicó en el Capítulo 2, es una mezcla de componentes hidrocarburos y otros que no son hidrocarburos.
Entre los hidrocarburos se encuentra el metano, etano, propano, butano, pentano, hexano y una breve proporción de compuestos más pesados que en el caso del Yacimiento de Camisea llega hasta hidrocarburos con 12-13 átomos de carbono en su estructura. (Ver Figura 6.2.1).
6.2 GAS NATURAL Y SU COMPOSICION DESDE EL PUNTO DE VISTA DE SU PROCESAMIENTO
(6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 8.2, 9, 10, 10.1, 34.11)
En la boca de pozo el gas natural, como se indicó en el Capítulo 2, es una mezcla de componentes hidrocarburos y otros que no son hidrocarburos.
Entre los hidrocarburos se encuentra el metano, etano, propano, butano, pentano, hexano y una breve proporción de compuestos más pesados que en el caso del Yacimiento de Camisea llega hasta hidrocarburos con 12-13 átomos de carbono en su estructura. (Ver Figura 6.2.1).
Fig. 6.2.1.- Hidrocarburos en la composición del gas natural
Entre los elementos que no son hidrocarburos y que aparecen con el gas se tiene ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2), Nitrógeno, Mercurio, agua, mercaptanos, sulfuro de carbono (COS) y Sulfuro Carbono (CS2).
Se dice que un gas es ácido (sour gas) cuando el contenido de dióxido de carbono (CO2) es mayor al 5% en volumen y cuando el contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor a 5.7 miligramos por metro cúbico normal de gas. Si estos contenidos son menores al gas se le denomina gas dulce (sweet gas)
Estos componentes no hidrocarburos constituyen contaminantes que deben ser retirados en mayor o menor medida en función del uso final que se le dará a cada uno de los componentes líquidos y gaseosos del gas natural y sus condensados obtenidos en la boca del pozo.
Los contaminantes tienen efectos industriales y efectos ambientales. Entre los efectos industriales se tiene que el dióxido de carbono es un material corrosivo, además reduce el poder calorífico del gas natural ya que el mismo tiene un poder calorífico con valor cero por no ser un combustible. De otro lado, el Sulfuro de Hidrógeno es un gas tóxico, incoloro, inflamable y se puede acumular sobre todo en espacios confinados lo que lo hace muy peligroso.
Los contaminantes del gas natural también presentan efectos ambientales contribuyendo al calentamiento global ya que su combustión aporta gases del efecto invernadero, sus contaminantes que contienen azufre contribuyen a la lluvia ácida y el metano sin combustionar también contribuye al deterioro de la capa de ozono.
La calidad del gas natural y los objetivos comerciales del gas que se está preparando determinan los procesos de purificación/ separación. La Composición típica del Gas de Camisea se muestra en la Tabla 6.2.1.
Tabla 6.2.1.- Composición Fluido del Reservorio Camisea Lote - 88
Entre los elementos que no son hidrocarburos y que aparecen con el gas se tiene ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2), Nitrógeno, Mercurio, agua, mercaptanos, sulfuro de carbono (COS) y Sulfuro Carbono (CS2).
Se dice que un gas es ácido (sour gas) cuando el contenido de dióxido de carbono (CO2) es mayor al 5% en volumen y cuando el contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor a 5.7 miligramos por metro cúbico normal de gas. Si estos contenidos son menores al gas se le denomina gas dulce (sweet gas)
Estos componentes no hidrocarburos constituyen contaminantes que deben ser retirados en mayor o menor medida en función del uso final que se le dará a cada uno de los componentes líquidos y gaseosos del gas natural y sus condensados obtenidos en la boca del pozo.
Los contaminantes tienen efectos industriales y efectos ambientales. Entre los efectos industriales se tiene que el dióxido de carbono es un material corrosivo, además reduce el poder calorífico del gas natural ya que el mismo tiene un poder calorífico con valor cero por no ser un combustible. De otro lado, el Sulfuro de Hidrógeno es un gas tóxico, incoloro, inflamable y se puede acumular sobre todo en espacios confinados lo que lo hace muy peligroso.
Los contaminantes del gas natural también presentan efectos ambientales contribuyendo al calentamiento global ya que su combustión aporta gases del efecto invernadero, sus contaminantes que contienen azufre contribuyen a la lluvia ácida y el metano sin combustionar también contribuye al deterioro de la capa de ozono.
La calidad del gas natural y los objetivos comerciales del gas que se está preparando determinan los procesos de purificación/ separación. La Composición típica del Gas de Camisea se muestra en la Tabla 6.2.1.
Tabla 6.2.1.- Composición Fluido del Reservorio Camisea Lote - 88
Taboada y Muñoz (10.1) presentaron en su tesis de Grado la siguiente composición promedio del gas húmedo y del condensado no estabilizado obtenida en la separación en campo del Lote 88 en Camisea
Tabla 6.2.2.- Composición Gas Húmedo y Condensado No Estabilizado del Lote 88 Camisea (10.1)
Tabla 6.2.2.- Composición Gas Húmedo y Condensado No Estabilizado del Lote 88 Camisea (10.1)
6.3 PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL
(6, 6.1, 6.2, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 9, 10, 34.11)
El gas natural obtenido que entra a las baterías de separación está constituido por metano y proporciones variables de otros hidrocarburos que pueden ser etano, propano, butanos y condensados constituidos por pentano y fracciones más pesadas y por contaminantes diversos.
La primera etapa del procesamiento lo constituye la recepción del gas y condensados y la separación física inicial de líquido y gas.
Esto se realiza en un separador de fases bifásico o trifásico o en una batería de separadores bifásicos y trifásicos operando a diferentes condiciones de presión y temperatura. Estas plantas iniciales de separación pueden contener unos equipos especiales denominados slug cátchers que sirven para separar los slugs que pudieran llegar desde los campos en una fase gaseosa, una fase líquida y una fase acuosa. La Planta de Procesamiento de Gas de las Malvinas que trata el gas de los Yacimientos de Camisea en el Cusco Perú dispone de baterías de slug cátchers.
Los Líquidos de Gas Natural obtenidos en esta primera etapa de separación se pueden enviar a un proceso denominado como
Estabilización de Condensados que tiene por objetivo preparar (mediante procesos de separación físicos) estos Condensados para que salgan del Límite de Baterías de la Planta de Procesamiento como Condensados en especificación. Cada Planta de Procesamiento de gas por razones comerciales y de seguridad tiene sus propias especificaciones para sus productos que son gas seco y los condensados que son enviados por poliductos u otros medios a las Plantas de Fraccionamiento.
El gas en la Planta de Procesamiento puede pasar por uno o más de los siguientes procesos: Deshidratación o remoción del vapor de agua para prevenir la formación de sólidos hidrocarburo / agua llamados hidratos y la corrosión de la tubería de transporte y de los equipos de procesamiento. La deshidratación con glicol suele realizarse en la mayoría de los casos.
También por la eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) debido a sus propiedades corrosivas que afectarían a los ductos de transporte y a los usuarios finales. En caso de emplearse estos procesos, el gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce generalmente como “endulzamiento”.
Las tecnologías disponibles para el endulzamiento son: Absorción en soluciones con Amina; Proceso con carbonatos; Absorbentes en lecho sólido; Absorción Física, Adsorción química. Los principales procesos son Absorción de Gases y Adsorción.
La remoción de mercurio cuando está presente en el gas y finalmente (de manera opcional) la remoción del nitrógeno contenido en el gas cuando se requiere incrementar el poder calorífico del gas y a la vez disminuir el volumen de gas a ser transportado.
Una vez tratado el gas, debe ser separado en una fase vapor y una fase líquida en la que se busca la recuperación y separación de etano y/o propano y los hidrocarburos licuables más pesados, presentes en el gas, mediante alguna tecnología apropiada.
En la actualidad, para los procesos de recuperación de etano y/o propano e hidrocarburos más pesados, se dispone de las siguientes tecnologías:
Refrigeración Simple.
Refrigeración en Cascada.
Absorción Simple.
Absorción Refrigerada.
Absorción Mejorada.
Turbo Expansión Criogénica.
A continuación, de la separación del gas en una fracción en fase vapor y una en fase líquida, el gas seco se envía por medio de gasoductos a los mercados donde se le comercializa mientras que los Líquidos del Gas Natural (LGN o condensados) se suelen enviar a Plantas de Fraccionamiento donde los hidrocarburos líquidos se separan unos de otros, obteniéndose corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina natural. En ocasiones también resulta conveniente separar el isobutano del n-butano para usos muy específicos.
En el caso de los condensados de Camisea su procesamiento da un producto adicional denominado destilado medio para su mezcla con diésel (Medium Distillate Blending Stock- MDBS).
La Figura 6.3.1 y 6.3.2 muestran los diversos procesos que se pueden aplicar al gas natural
Fig. 6.3.1.- Procesamiento de gas natural
Fig. 6.3.2.- Procesamiento de gas natural
6.4 OBJETIVOS DEL PROCESADO DEL GAS NATURAL
(6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 9, 10, 34.11)
Cuando se diseña una Planta de Procesamiento de Gas Natural, se debe tener en consideración que usualmente la remoción de contaminantes está determinada por los requisitos aguas abajo, tanto para el gas seco como para los condensados.
Desde el inicio de la industria del gas natural fue muy claro que el tratamiento y procesamiento del gas natural estaban regidos por la necesidad de transportar el gas natural y sus condensados hasta un mercado específico y satisfacer en dicho mercado necesidades específicas de los consumidores del gas y los condensados.
Es claro también, que de manera general los requisitos de remoción, tratamiento y separación de gas y condensados están determinados por los requisitos aguas abajo(gasoductos, plantas de fraccionamiento, plantas de licuefacción gas natural, plantas de gas a líquidos, etc.) y por la economía (margen etano como gas seco versus etano como insumo petroquímico, margen gas de alto poder calorífico versus margen de gas y líquidos de gas natural, etc.).
Estos requerimientos pueden ir desde simplemente cumplir una especificación de transporte de gas en gasoductos o hasta el extremo de que sea posible obtener una máxima recuperación de etano para alimentar plantas de etileno con los condensados de gas natural.
Las fuerzas motrices que guían las configuraciones de recolección, tratamiento y separación de gas natural son las siguientes: la localización, es decir dónde está el gas y donde están los mercados; cuales productos se pueden suministrar a dichos mercados; cuales son las especificaciones para dichos productos; calidad del gas y sus características, es decir los contaminantes del gas (H2S y CO2) y la cantidad de hidrocarburos condensables en el gas, las condiciones de recolección del gas, y la presión disponible para el gas.
Finalmente, hay que analizar la economía global para la recolección y el procesado, al hacerlo hay tomar en cuenta las condiciones actuales y condiciones futuras en los mercados, contratos presentes y futuros, márgenes relativos del gas seco frente al petróleo, márgenes de los líquidos del gas natural frente a los insumos petroquímicos, etc.
A manera de ejemplo, si sólo se desea transportar el gas a un sistema público de gasoductos, se debe cumplir con que el gas tenga un porcentaje mínimo de metano, mayor al 70% y contenidos máximos de condensados etano (10%), propano (5%) y butano (2%), así como contenidos máximos de contaminantes: dióxido carbono (3%), sulfuro de hidrógeno (5 mg/m3); además el gas debe estar libre de líquidos ya gua libre a condiciones de transporte del gasoducto.
Cuando se prepara gas natural para su posterior licuefacción el gas debe cumplir las siguientes restricciones: el contenido de dióxido de carbono debe ser menor a 100 ppm para evitar el congelamiento equipos, el contenido de sulfuro de hidrógeno debe ser menor a 4 ppm, el contenido de agua debe ser menor a 1 ppm y el contenido de mercurio debe ser menor a 1 µgr/Nm3 para evitar la corrosión en los intercambiadores de aluminio presentes en las plantas de gas natural licuefactado.
De manera general cada aplicación de procesamiento debe cumplir criterios de diseño para lograr rentabilidad, estos criterios dependerán de las características del gas disponible y de los mercados específicos para el gas y los condensados.
Con relación a los condensados del gas natural (Líquidos del Gas Natural) su recuperación y separación suele caer dentro de una de las tres categorías siguientes: máximo propano, máximo etano, recuperación y reyección flexible de etano.
En la recuperación de condensados se tienen los siguientes parámetros importantes: presión del gas, contenido de dióxido de carbono (CO2), contenido de condensados, porcentajes de recuperación de cada uno de los condensados esperado, especificaciones de líquidos y condensados: etano, propano, butano, gasolina natural.
Las especificaciones del gas seco y de los Líquidos del Gas Natural varían mucho y se negocian entre compradores y vendedores.
Estas especificaciones impactan en el procesado del gas natural.
En la Tabla 6.4.1 se muestran las especificaciones contractuales para el gas de Camisea.
Tabla 6.4.1.- Especificaciones contractuales gas Camisea (66)
6.4 OBJETIVOS DEL PROCESADO DEL GAS NATURAL
(6, 6.1, 7, 7.1, 7.2, 8, 8.1, 9, 10, 34.11)
Cuando se diseña una Planta de Procesamiento de Gas Natural, se debe tener en consideración que usualmente la remoción de contaminantes está determinada por los requisitos aguas abajo, tanto para el gas seco como para los condensados.
Desde el inicio de la industria del gas natural fue muy claro que el tratamiento y procesamiento del gas natural estaban regidos por la necesidad de transportar el gas natural y sus condensados hasta un mercado específico y satisfacer en dicho mercado necesidades específicas de los consumidores del gas y los condensados.
Es claro también, que de manera general los requisitos de remoción, tratamiento y separación de gas y condensados están determinados por los requisitos aguas abajo(gasoductos, plantas de fraccionamiento, plantas de licuefacción gas natural, plantas de gas a líquidos, etc.) y por la economía (margen etano como gas seco versus etano como insumo petroquímico, margen gas de alto poder calorífico versus margen de gas y líquidos de gas natural, etc.).
Estos requerimientos pueden ir desde simplemente cumplir una especificación de transporte de gas en gasoductos o hasta el extremo de que sea posible obtener una máxima recuperación de etano para alimentar plantas de etileno con los condensados de gas natural.
Las fuerzas motrices que guían las configuraciones de recolección, tratamiento y separación de gas natural son las siguientes: la localización, es decir dónde está el gas y donde están los mercados; cuales productos se pueden suministrar a dichos mercados; cuales son las especificaciones para dichos productos; calidad del gas y sus características, es decir los contaminantes del gas (H2S y CO2) y la cantidad de hidrocarburos condensables en el gas, las condiciones de recolección del gas, y la presión disponible para el gas.
Finalmente, hay que analizar la economía global para la recolección y el procesado, al hacerlo hay tomar en cuenta las condiciones actuales y condiciones futuras en los mercados, contratos presentes y futuros, márgenes relativos del gas seco frente al petróleo, márgenes de los líquidos del gas natural frente a los insumos petroquímicos, etc.
A manera de ejemplo, si sólo se desea transportar el gas a un sistema público de gasoductos, se debe cumplir con que el gas tenga un porcentaje mínimo de metano, mayor al 70% y contenidos máximos de condensados etano (10%), propano (5%) y butano (2%), así como contenidos máximos de contaminantes: dióxido carbono (3%), sulfuro de hidrógeno (5 mg/m3); además el gas debe estar libre de líquidos ya gua libre a condiciones de transporte del gasoducto.
Cuando se prepara gas natural para su posterior licuefacción el gas debe cumplir las siguientes restricciones: el contenido de dióxido de carbono debe ser menor a 100 ppm para evitar el congelamiento equipos, el contenido de sulfuro de hidrógeno debe ser menor a 4 ppm, el contenido de agua debe ser menor a 1 ppm y el contenido de mercurio debe ser menor a 1 µgr/Nm3 para evitar la corrosión en los intercambiadores de aluminio presentes en las plantas de gas natural licuefactado.
De manera general cada aplicación de procesamiento debe cumplir criterios de diseño para lograr rentabilidad, estos criterios dependerán de las características del gas disponible y de los mercados específicos para el gas y los condensados.
Con relación a los condensados del gas natural (Líquidos del Gas Natural) su recuperación y separación suele caer dentro de una de las tres categorías siguientes: máximo propano, máximo etano, recuperación y reyección flexible de etano.
En la recuperación de condensados se tienen los siguientes parámetros importantes: presión del gas, contenido de dióxido de carbono (CO2), contenido de condensados, porcentajes de recuperación de cada uno de los condensados esperado, especificaciones de líquidos y condensados: etano, propano, butano, gasolina natural.
Las especificaciones del gas seco y de los Líquidos del Gas Natural varían mucho y se negocian entre compradores y vendedores.
Estas especificaciones impactan en el procesado del gas natural.
En la Tabla 6.4.1 se muestran las especificaciones contractuales para el gas de Camisea.
Tabla 6.4.1.- Especificaciones contractuales gas Camisea (66)
Nota.- Las propiedades generales del Gas de Camisea son: Peso Molecular 17.7, gravedad específica 0.61, poder calorífico mínimo 36.04
MJ/m3, Índice Wobbe 0.5 46 a 56, (HHV)/(SG), punto de Rocío para hidrocarburos, de 1.0 a 35 MPa, Temperatura máxima -10 °C.
La Tabla 6.4.2 muestra las especificaciones para los Líquidos del Gas Natural: propano, GLP, gasolina natural del GPA (Gas Processor Association).
La maximización de la producción de propano y más pesados se hace por cuando se busca: i) cumplir la especificación de calidad para transporte del gas seco, ii) reducir el gas que se quema en la antorcha (flare), iii) recuperar líquidos del gas natural para su comercialización en mercados locales o destinarlos a la exportación.
Tabla 6.4.2.- Especificaciones de Líquidos del Gas Natural (GPA YY)
MJ/m3, Índice Wobbe 0.5 46 a 56, (HHV)/(SG), punto de Rocío para hidrocarburos, de 1.0 a 35 MPa, Temperatura máxima -10 °C.
La Tabla 6.4.2 muestra las especificaciones para los Líquidos del Gas Natural: propano, GLP, gasolina natural del GPA (Gas Processor Association).
La maximización de la producción de propano y más pesados se hace por cuando se busca: i) cumplir la especificación de calidad para transporte del gas seco, ii) reducir el gas que se quema en la antorcha (flare), iii) recuperar líquidos del gas natural para su comercialización en mercados locales o destinarlos a la exportación.
Tabla 6.4.2.- Especificaciones de Líquidos del Gas Natural (GPA YY)
A diferencia de los procesos en los que se busca la máxima recuperación de propano y compuestos más pesados, la recuperación de etano y compuestos más pesados está impulsada por el diferencial entre el precio del gas seco conteniendo el etano en el (lo que agrega poder calorífico al gas seco) y el precio del etano como producto químico para luego ser comercializado para su posterior pirolisis etileno (petroquímico básico). Por supuesto que es necesario que exista un mercado para el etano como insumo químico para poder evaluar la opción de su separación ya que no existe un mercado spot de etano.
A veces es necesario purificar el metano para su empleo como materia prima petroquímica o producir etano petroquímico. Estas consideraciones de mercado establecen configuraciones de proceso muy diferentes para el tratamiento y separación del gas natural y los condensados.
6.5 PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL EN PERU
Según registro de Osinergmin actualizado a octubre del año 2019.
Lima 01 diciembre 2019
JS/ JS