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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA

FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANAUNEFA

NÚCLEO BARINAS

INGENIERO BACHILLERES

Galindo Rocío Caputi Gaetano CI:23010416

González Heider CI: 21145467

Molina Darwin CI:24602636

Rodríguez Ana CI:23595455

Romero Cleismar CI:25162156

Ing. De Gas

Sección G-62

BARINAS, OCTUBRE DE 2015



ÍNDICEINTRODUCCION ............................................................................................................. 3

ORÍGENES DE LOS HIDROCARBUROS ...................................................................... 4

TIPOS DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS .................................................... 4

Yacimientos de Petróleo ................................................................................................ 4

Yacimientos de Gas- Petróleo ........................................................................................ 4

Yacimientos de Condensado .......................................................................................... 4

Yacimientos de Gas Seco ............................................................................................... 5

IMPUREZAS DEL GAS NATURAL ............................................................................... 5

CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA COMPOSICIÓN ..... 6

Gas Ácido ....................................................................................................................... 6

Gas Dulce ....................................................................................................................... 7

Gas pobre o Gas seco ..................................................................................................... 7

Gas Rico o Gas Húmedo ................................................................................................ 8

Gas condensado .............................................................................................................. 8

Gas asociado ................................................................................................................... 9

Gas no asociado.............................................................................................................. 9Gas Hidratado ................................................................................................................. 9

Gas Anhidro ................................................................................................................. 10

TRATAMIENTOS DE GAS NATURAL ....................................................................... 10

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL ........................................ 10

FRACCIONAMIENTO ................................................................................................... 11

SUBPRODUCTOS DEL GAS NATURAL .................................................................... 11

Gas Natural Licuado (GNL)......................................................................................... 11

Líquidos del Gas Natural (LGN).................................................................................. 11

La Gasolina Natural (GN) ............................................................................................ 12

CONCLUSION ................................................................................................................ 13



INTRODUCCIONEl gas natural es una fuente de energía no renovable que se encuentra

frecuentemente en yacimientos libres o asociado con el petróleo. Su composición varía

en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metanoy suele contener otros gases.

La operación de procesamiento de gas natural se hace principalmente en tres

pasos: el tratamiento, donde se elimina elementos que podrían corroer los gasoductos y

dañar el medio ambiente, el segundo paso es el acondicionamiento, mediante el cual

logramos llevar el gas en óptimas condiciones para satisfacer los requerimientos de los

clientes y del mercado, por último el procesamiento, etapa donde se separa cada uno de

los componentes de la mezcla de hidrocarburos para generar los productos que sedemanda en el mercado.

Es importante conocer las condiciones y características que se desarrollan

durante el procesamiento del gas, a continuación se muestra el procedimiento requerido

para llevar el gas en condiciones apropiadas para su distribución al mercado.



ORÍGENES DE LOS HIDROCARBUROSEl gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en

estructuras denominadas trampas. En la actualidad se presume que el gas natural al igual

que el petróleo son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por la materia orgánica proveniente de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción

de bacterias, elevadas temperaturas y presiones

TIPOS DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROSEn función de los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se

denominan:

Yacimientos de Petróleo: En estos yacimientos el petróleo es el producto y el gasesta como producto secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la

temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de Yacimientos Saturados. Esto

corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de

temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace

hacia la parte superior de la estructura, formando una capa de gas sobre el petróleo.

Yacimientos de Gas- Petróleo: Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de

petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presiónejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el. Mecanismo que

contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede

inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentado con ello la presión y

recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando todo el proceso se

realice dentro de lo establecido.

Yacimientos de Condensado: Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por

características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está

mezclado con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la

presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al



unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser

extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del

yacimiento.

Yacimientos de Gas Seco: En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son

yacimientos que contienen hidrocarburos en fase gaseosa, y al ser producidos siguen

siendo gases, a pesar de los cambios de presión y temperatura. El gas se genera por

la acción de un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas,

donde la cantidad de gas está relacionada con la presión del envase.

IMPUREZAS DEL GAS NATURAL

Las principales impurezas son:

Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

Dióxido de Carbono (C02)

Disulfuro de Carbono (CS2)

Nitrógeno (N2) Oxígeno (02)

Monóxido de Carbono (C0)

Sulfuro de Carbonilo (C0S)

Mercaptanos (RSH)

Agua (H20) Mercurio (Hg)

En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla

de hidrocarburos que contienen, mezcla que fácilmente se puede obtener a través de los

análisis cromatográficos, y una vez obtenida la composición de la mezcla, se puede

realizar la clasificación de los yacimientos, prácticamente con una alta precisión y

exactitud. En relación a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a su vez se

clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Húmedo o Gas Rico y Gas Condensado). Los

términos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la cantidad de hidrocarburos

líquidos que pueden producir. Luego se supone que un gas pobre, produce muy poco o

nada de hidrocarburos líquidos, mientras que los yacimientos de gas rico producen



mayores cantidades de hidrocarburos líquidos, y por lo tanto pueden ser explotados, para

producir líquidos. También se tiene. Yacimientos de Petróleo, estos su vez se clasifican

en Petróleo de Alta Volatilidad que son Cuasicrítico, y Petróleo de Baja Volatilidad,

que son (Petróleo Negro). Este grupo sé subclasifica en (Livianos; Medianos, Pesados yExtrapesado).La Composición Típica de la mezcla proveniente de los Yacimientos de

Hidrocarburos se muestra:

GasNatural

Componente Nomenclatura Estado Natural

Metano CH4 Gas GNC/GNV

Etano C2H6 Gas

Propano C3H8 Gas LicuableLGN

GLP

Butano C4H10 Gas Licuable

Pentano C5H12 LíquidoHexano C6H14 Líquido

Nitrógeno N2 Gas

Gas Carbónico CO-CO2 Gas

Sulfuro deHidrógeno

H2S Gas

Hidrógeno H2S Gas

Agua H2O Gas

CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA COMPOSICIÓNSiendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, se

utiliza para la clasificación del mismo y quedan:

Gas Ácido: Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor

que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (> de 0,25

granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el Sistema

Británico de Unidades La cantidad señala equivale a cuatro partes por millón, en

base al volumen (4 ppm,V de H2S. En el Sistema Británico de Unidades este

significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas

ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V de Sulfuro de

Hidrógeno (H2S).



Si el gas está destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores,

calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse hasta 10

granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas

ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H2S/100 PCN de gas, lo cual equivale

a 16 ppm,V de (H2S).

Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de naturaleza ácida,

como son por ejemplo:

El Sulfuro de Carbonilo (C0S). Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico,

que se descompone en (H2S +C02).

Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la siguiente fórmula

(RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos

reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos.

Disulfuro de Carbono (CS2). Este componente sin tomar en cuenta que participa

en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los. seres humanos,

como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar

las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental.

En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado por

tuberías, cuando contiene 4 ppm,V¿ de, H2S; de 3% de C02.y 6 a 7 lb de agua por

millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas).

Gas Dulce: Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S),

menores a cuatro (4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3%

en base molar de Dióxido de Carbono (C02).

Gas pobre o Gas seco: Este es un gas natural del cual se han separado el GLP

(gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, esta 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 deyacimiento, 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.

Gas Rico o Gas Húmedo: 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

Gas condensado: Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El

contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados

(C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las

condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el

punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamientoisotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar

algún problema en la comercialización de estos yacimientos. En vista que los

primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el

fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos



pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la

formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la

superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre

una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la regiónde dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales

permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana de

Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de estos

yacimientos.

Gas asociado: Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto

con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del

90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en

los yacimientos se forman capas de gas.

Gas no asociado: Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas

seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase

gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas

oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior adiez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales

de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto principalmente por metano (C1),

compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas

cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+ 1%. La obtención de

líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

Gas Hidratado: Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millónde pies cúbicos normales de gas MMPCN lbdeAgua /7 , lo que indica que el gas

deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo.



Gas Anhidro: Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la

clasificación de gas hidratado.

TRATAMIENTOS DE GAS NATURAL

El Tratamiento (también denominado acondicionamiento) es una actividad que

permite remover los componentes no hidrocarburos del gas natural, principalmente

dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes

sólidos y otros, a través de cualquier proceso físico, químico o de ambos. Luego de ser

tratado se procede a separar el Gas Metano (CH4) del resto de los componentes del Gas

Natural (CH4+) llamados líquidos o componentes pesados, este proceso se conoce como

Extracción.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del

gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02).

Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el

Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar lassoluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos

componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego

como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en

vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el

proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el

normal proceso de los endulzadores.

El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidadse dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que

hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros

procesos del gas dependen de este. El proceso de endulzamiento se puede realizar a

través de:



Procesos de Absorción:

Procesos de Adsorción

Procesos de Conversión Directa

Remoción con Membranas.

FRACCIONAMIENTOProceso mediante el cual los hidrocarburos pesados son removidos y separados

en productos distintos o fracciones como el propano, butano y etano.

SUBPRODUCTOS DEL GAS NATURAL

Los principales subproductos son:

Gas Natural Licuado (GNL)

El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el proceso

de extracción de los líquidos del gas natural, está constituido principalmente por

Metano, con proporciones variables de otros hidrocarburos y de contaminantes

diversos El (GNL) es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido.

El proceso se logra a una temperatura de ( – 260F). Bajo estas condiciones el Metano

ocupa un volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual

permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados

“metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en el

campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto. La

gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y

ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos.

Líquidos del Gas Natural (LGN)Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los cuales

bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado

líquido. Esta característica permite que sean almacenados y transportados de manera



fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como

materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos

del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e

internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes loscompuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en

condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5), Gasolina

Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+), el cual es un líquido

en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser

utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es:

La Gasolina Natural (GN)

Este es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma

de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción con carbón vegetal,

compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar a recuperar 700 litros de

gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000

m3). La GN es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos

de composición desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados

(C7+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. Engeneral se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos

líquidos conformada por compuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se

produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la

condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del

petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la

polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular.



CONCLUSIONEl mercado del gas natural se encuentra en constante crecimiento, actualmente, la

demanda interna aumenta gradualmente. Para hacer entrega al consumidor final se

debe cumplir una serie de lineamientos para que el gas esté en las condicionesóptimas establecidas. Dicho proceso es identificado como el procesamiento del gas

natural, que desarrolla una serie de etapas que se efectúan desde su extracción hasta

el punto de comercialización.

El gas debe ser limpiado, removiendo sus impurezas sólidas, gaseosas y líquida,

además, debe ser pasado por un intercambiador criogénico, el cual reduce su

temperatura y volumen, así, convirtiéndose en líquido, facilitando su

almacenamiento y su transporte de manera eficiente, continua y segura. Otras etapas

complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la

conversión del ácido sulfhídrico a azufre.

Básicamente, el procesamiento del gas natural es necesario para llevarla a la

calidad requerida.

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