“UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ” “FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA” DEPARTAMENTO ACADÉMICO DE QUÍMICA, INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA CARRERA PROFESIONAL: INGENIERÍA QUÍMICA DEL GAS NATURAL Y ENERGÍA CÁTEDRA: INGENIERIA DEL GAS NATURAL I TEMA: COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL Y DE LA FASE DE COMPOTAMIENTO
CATEDRÁTICO: Dr. Ms. PALACIOS VELASQUEZ ABRAHAM
ALUMNO: CAMARENA CERVANTES, Andy
SEMESTRE: 7° SEMESTRE
21 de abril del 201
I.
RESUMEN
En el presente trabajo estudia la clasificación en relación del cambio orgánico y la composición del gas natural, mediante una revisión bibliográfica que permite conocer cualitativamente los diferentes aspectos que caracterizan cada propiedad que determinan la caracterización de los yacimientos de gas de acuerdo a los fluidos que contiene, reconociendo la clasificación según los cambios orgánicos y la composición del gas natural. La composición básica del gas natural indica que es una mezcla de hidrocarburos constituido principalmente por metano (CH4), que se encuentra en yacimientos en solución o en fase gaseosa con el petróleo crudo, que en este caso se denomina gas asociado, o bien, en yacimientos que no contienen petróleo, que en este caso es gas no asociado. Se considera que el gas natural es uno de los combustibles más limpios, que produce principalmente C02 en forma de gas y vapor de agua y pequeñas cantidades de óxidos de nitrógeno cuando se quema.
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II.
INTRODUCCIÓN
La composición de este gas, no es previsible, pues varía constantemente en la composición de estos gases brutos. Mayoritariamente, contienen entre un sesenta y ochenta por ciento de metano, tres por ciento de propano, entre cinco y nueve por ciento de etano, y de dos a catorce por ciento de hidrocarburos superiores. Es muy factible encontrar asimismo, cantidades variables de otros gases, que no son hidrocarburos, como el nitrógeno, anhídrido sulfurado e hidrógeno sulfurado. El gas natural que abunda en nuestras vidas diarias, tiene una composición de metano en un noventa por ciento, y en notable menor proporción, gases como etano, propano, butano, pentano, y pequeñas proporciones de gases inertes. Una vez separado el propano y los butanos por licuefacción, el gas natural se utiliza principalmente como combustible. Una vez terminada la refinación, la composición del gas natural oscila entre un setenta y noventa por ciento de metano, entre un seis y un veinticuatro por ciento de etano, y propano entre uno y ocho por ciento. Aunque como ya se ha mencionado, se hace difícil preestablecer las cantidades de los susodichos gases en cada extracción, se ha planteado una composición típica que amalgama los valores mencionados. La Clasificación del Gas Natural en Relación a los Cambios Orgánicos se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases, para ser utilizados tanto en la industria, como en forma doméstica. La definición, tiene su importancia en el hecho, que se permite determinar si el yacimiento encontrado será de gas seco o húmedo. Para determinarlo solo bastaría con conocer el contenido de los principales componentes, que conforman el yacimiento, desde luego poder definir un yacimiento en una forma no tan complicada es de importancia para definir su futuro tratamiento. El gas natural se clasifica como húmedo y seco. El gas húmedo tiene una concentración de productos más volátiles (propano, butano, y más pesados) recuperables en forma de gasolina, kerosene y gas LP., en cantidades de 300 o más galones (1135,5 Litros) de hidrocarburo Licuables por codo millón de pies cúbicos de gas; el gas seco es aquel al que puede extraérsele menos de 100 galones ( 878.5 litros) de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos tiene gas, a condiciones de presión y temperatura de 1 Kg / cm2 y 20 ºC respetivamente.
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III.
Objetivos
3.1. Objetivo General Identificar y clasificar el gas natural en función de sus cambios orgánicos que se encuentra en yacimientos. 3.2. Objetivos Específicos
Estudiar la composición del gas natural. Estudiar la composición básica del gas natural.
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IV.
4.1.
MARCO TEÓRICO
CLASIFICACION DEL GAS NATURAL EN RELACION A LOS CAMBIOS ORGANICOS El gas natural es una mezcla de hidrocarburos principalmente que se encuentran en estado gaseoso. Cuya mezcla se le conoce como gas húmedo. El gas natural contiene: Metano, etano, propano, butanos, pentanos, y en un grado menor, hexanos, heptanos y octanos. Esta clasificación se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases, para ser utilizados tanto en la industria, como en forma doméstica. La definición, tiene su importancia en el hecho, que se permite determinar si el yacimiento encontrado será de gas seco o húmedo. Para determinarlo solo bastaría con conocer el contenido de los principales componentes, que conforman el yacimiento, desde luego poder definir un yacimiento en una forma no tan complicada es de importancia para definir su futuro tratamiento. El gas natural se clasifica como húmedo y seco. El gas húmedo tiene una concentración de productos más volátiles (propano, butano, y más pesados) recuperables en forma de gasolina, kerosene y gas LP., en cantidades de 300 o más galones (1135,5 Litros) de hidrocarburo Licuables por codo millón de pies cúbicos de gas; el gas seco es aquel al que puede extraérsele menos de 100 galones ( 878.5 litros ) de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos tiene gas, a condiciones de presión y temperatura de 1 Kg / cm2 y 20 ºC respetivamente.
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4.1.1. GAS NATURAL HUMEDO O RICO 4.1.1.1.
Yacimientos de gas húmedo
Su temperatura inicial excede la temperatura criondentérmica.
Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios.
Están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones e yacimiento pero si a condiciones de separador.
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4.1.1.2.
Diagrama de fases para un yacimiento de gas húmedo
La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma liquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la delos gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos.
4.1.1.3.
Gas natural húmedo o rico
Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado.
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Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas). No existe ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la
comercialización del gas natural, ya
que los líquidos producidos son de poder de comercialización. Este tipo de gas lleva consigo un porcentaje relativamente alto de hidrocarburos pesados o líquidos en estado gaseoso por lo que se alimenta a una planta de procesamiento de gas para la recuperación de los llamados líquidos del gas natural que incluyen etano, propano, butano, pentano e hidrocarburos más pesados.
4.1.2. GAS NATURAL POBRE O SECO
4.1.2.1.
Yacimientos de gas seco
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentermica.
Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores.
Están constituidos por hidrocarburos que aun en la superficie y a presión y temperatura de tanque no condensan.
Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.
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4.1.2.2.
Diagrama de fases para un yacimiento de gas seco
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El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener fluidos.
4.1.2.3.
Gas natural seco o pobre
Contiene cantidades menores de otros hidrocarburos, es el gas no asociado. Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas.
4.2.
COMPOSICION DEL GAS NATURAL
4.2.1. Composición Básica del Gas Natural: La composición básica del gas natural indica que es una mezcla de hidrocarburos constituido principalmente por metano (CH4), que se encuentra en yacimientos en solución o en fase gaseosa con el petróleo crudo, que en este caso se
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denomina gas asociado, o bien, en yacimientos que no contienen petróleo, que en este caso es gas no asociado. •
Se considera que el gas natural es uno de los combustibles más limpios, que produce principalmente C02 en forma de gas y vapor de agua y pequeñas cantidades de óxidos de nitrógeno cuando se quema. 2.2.2. Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural
Componente
Fórmula
Estado
Composición
Química
Físico
%
Metano (C1)
CH4
Gaseoso
55,00-98,00
Etano (C2)
C2H6
Gaseoso
0,10-20,00
Propano (C3)
C3H8
Gaseoso
0,05-12,00
n-Butano (nC4)
C4H10
Gaseoso
0,01-0,80
IsoButano (iC4)
C4H10
Gaseoso
0,01-0,80
n-Pentano (nC5)
C5H12
Líquido
0,01-0,80
i-Pentano (iC5)
C5H12
Líquido
0,01-0,80
n-Hexano (nC6)
C6H14
Líquido
0,01-0,50
n-Heptano (nC7)
C7H14
Líquido
0,01-0,40
Nitrógeno
N2
Gaseoso
0,10-5,00
Dióxido Carbónico
C02
Gaseoso
0,20-30,00
Oxígeno
02
Gaseoso
0,09-30,00
Sulfuro de Hidróg
H2S
Gaseoso
Trazas-28,00
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Helio
He
Gaseoso
Trazas-4,00
4.3. LA COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL VARÍA DEPENDIENDO AL DEPÓSITO DEL CUAL ES EXTRAÍDO
4.3.1. COMPOSICION REAL DE UN YACIMIENTO La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia
por
medio
del
análisis
cualitativos
y
cuantitativos.
Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición total Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que pueden ocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del gas natural
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4.3.2. COMPOSICION PORCENTUAL DEL GAS
NATURAL EN
DIFERENTES YACIMIENTOS
2.3.3. COMPOCISION TIPÌCA DEL GAS NATURAL EN EL PERU
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4.4.
CROMATOGRAFÍA La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos
2.4.1. Análisis Cualitativo Un análisis cromatográfico puede dar una amplia información cualitativa si se escoge el sistema de detección adecuado para determinar y evaluar los analitos separados, así si se utiliza un detector que permita obtener un espectro de cada compuesto separado y a su vez contenga una base de datos que pueda realizar su comparación con una biblioteca de espectros se podría, de una forma muy precisa, establecer la identidad de los componentes de una muestra, de hecho esto se logra fácilmente con cromatógrafos que contienen sistema de detección como el Infrarrojo (IR), el de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) o el espectrómetro de Masas (MS). Sin embargo, estos sistemas son muy costosos, es por ello que la mayoría de los laboratorios cuentan con cromatografos con sistemas de detección sencillos como el detector de ionización a la llama (siglas en inglés, FID) o el detector de conductividad térmica (siglas en inglés (TCD) en el caso de cromatografía de gases o detectores de absorbancia o índice de refracción para los casos de cromatografía de líquidos. La única información cualitativa que pueden ofrecer estos sistemas es el tiempo de retención del analito, el cual, solo puede ser usada controlando bien las condiciones cromatográficas como: flujo, temperatura, tipo de fase estacionaria en el caso de gases o composición química de la fase móvil además de las otras variables mencionadas anteriormente para el caso de cromatografía de liquida, además de que se debe tener conocimiento de los posibles compuestos de la muestra y una amplia variedad de patrones para realizar comparaciones. Sin embargo, se puede dar el caso que dos compuestos tengan el mismo tiempo de retención, lo que imposibilita su identificación. Por supuesto que, a partir de
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cromatogramas obtenidos con diferentes fases móviles (para cromatografía liquida)
y
estacionarias
y
a
diversas
temperaturas de elusión (para cromatografía gaseosa), se puede obtener datos adicionales.
2.4.2. Análisis Cuantitativo El uso de la cromatografía se ha extendido en todo el mundo, en las últimas cuatro décadas, no solo por su capacidad de separar compuestos sino porque se puede realizar un análisis cuantitativo de las especies proporcionadas. En la cromatografía en columna, el análisis cuantitativo se basa en la comparación de la altura, o del área, del pico del analito con la de uno o más patrones inyectados bajo las mismas condiciones cromatográficas. El uso de una u otro termino dependerá de las características de la banda obtenida, aunque en la actualidad con el uso de sistemas de integración de área computarizados, la precisión es muy alta para el cálculo de área, sin embargo siempre es importante conocer las otras herramientas a utilizar para calcular el área de una banda y en qué momento es mejor usar altura en vez de área por si llega a faltar el sistema computarizado. Para lograr un análisis cuantitativo de los componentes separados de una muestra existe una gran variedad de métodos de análisis entre los que se pueden mencionar: 1. Calibración absoluta 2. Método del estándar interno. 3. Normalización de área (con y sin factor de respuesta) Cada método tiene sus ventajas y desventajas.
4.5. DE ACUERDO A LA CANTIDAD DE HIDROCARBUROS GASEOSOS E IMPUREZAS PRESENTES, LA COMPOSICIÓN DEL GAS SE PUEDE CLASIFICAR EN: 4.5.1. GAS HUMUDO Es
aquel
que
contiene
principalmente
metano
así
como
otros
hidrocarburos que son licuables a temperatura y presión ambiente, puede contener vapor de agua.
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2.5.2. GAS POBRE O SECO Es aquel que contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos diferentes al metano, tiene un poder calorífico de alrededor de 1000 BTU/ ft^3 a menos que se encuentren presentes cantidades significativas de gases que no sean hidrocarburos que no son licuables a temperatura y presión ambiente. No contiene vapor de agua. 4.5.3. GAS AMARGO Aquel que contiene impurezas de ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2), denominados compuestos amargos. 4.5.4. GAS DULCE Aquel gas que surge después de la remoción o eliminación de los compuestos amargos mediante procesos de endulzamiento.
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4.6. COMPOSICIÓN TIPO DEL GAS DISTRIBUIDO
Componente
% molar
Metano
C1
95.265
Etano
C2
2.421
Propano
C3
0.139
n-Butano
nC4
0.020
Iso-Butano
iC4
0.018
n-Pentano
nC5
0.003
Iso-Pentano
IC5
0.004
Hexano
C6
0.003
Heptano +
C7
0.003
Nitrógeno
N2
1.586
Dióxido de carbono
CO2
0.538
Sulfuro de hidrógeno
SH2
0.000
Helio
He
0.000
4.6.1. Impurezas -
No más de 3 mg de SH2 por m3 de GN
-
No más de 15 mg de azufre por m3 de GN
-
No más de 2% de CO2
-
No más de 4 % de inertes (CO2 + N2)
4.6.2. Agua -
No más de 65 mg de vapor de agua por m3 de GN
4.6.3. Composición molar
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-
Poder Calorífico Superior 10,200 Kcal/ m3
-
Poder Calorífico Inferior 8,850 Kcal/m3
El gas natural comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la molécula más simple de los hidrocarburos. Además puede contener pequeñas cantidades de etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua.
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V.
CONCLUSIONES
En conclusión podemos decir que el gas natural empieza su clasificación orgánica en la diagénesis.
Al concluir el trabajo podemos decir de que existen cuatro tipos de calificación.
Finalmente podemos decir que el componente principal del gas natural es el metano.
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VI.
BIBLIOGRAFIA
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