LOS COMPONENTES DEL GAS NATURAL.
Marcías J. Martínez
Composición del gas natural.
Con esta expresión se entiende la suma de los diversos componentes que integran una mezcla de hidrocarburos, generalmente referidos al gas natural que se obtiene como producto de la actividad petrolera.
Los componentes que, por lo general, aparecen en la composición del gas se pueden clasificar en tres secciones:
Impurezas en el gas natural.
Dentro de este grupo, se puede hablar del CO2, H2S, COS, CS2, Mercaptanos, Hg y H2O.
Componentes de la cadena parafínica:
Un segundo grupo está formado por integrantes livianos de la cadena parafina, principalmente metano (C1) y etano (C2). El calificativo de “livianos” se refiere al peso molecular del compuesto, que en el caso del metano es 16,043 y 30,070 para el etano. El subíndice que acompaña a la letra “C” se refiere al número de carbonos de la fórmula respectiva en razón de lo cual al referirse al metano por lo general uno habla del C1. Para encontrar el peso molecular de los otros componentes de esta cadena el lector podrá referirse a la fórmula:
M = 14 n + 2,0
donde “n” representa el número de carbonos en la molécula y “M” el peso molecular del compuesto.
Con una fórmula un poco más detallada se encontrará el peso molecular exacto del componente en referencia:
M = 14,027 n + 2,016
Un tercer grupo, integrado por los componentes pesados de la cadena parafínica: propano (C3), butano (C4), pentano (C5), hexano (C6), heptano (C7), octano (C8), nonano (C9) y decano(C10), aunque también pudiera estar presente el C11 y el C12.
Características de los grupos que integran el gas
El grupo (1), referido a las impurezas en el gas natural, integra los componentes nocivos que se deben extraer de la mezcla para que el gas se pueda utilizar sin dañar las instalaciones.
El dióxido de carbono, es un gas – algunas veces clasificado como inerte – pero que, en presencia de agua libre, forma un ácido. Como tal corroe las tuberías y demás instalaciones, lo cual obliga a una supervisión y mantenimiento constante y muy costoso. Su presencia en el gas natural disminuye el valor calorífico del combustible en la misma proporción en la cual se encuentre. De esa manera un gas natural que contenga, por ejemplo, 10% de dióxido de carbono, disminuye su valor en la misma proporción.
Para mejorar la calidad del gas se suele retirar el componente nocivo de la corriente, lo cual se lleva a cabo con plantas de amina, muy comunes en las instalaciones de hoy. No obstante, al sacar el dióxido carbono del combustible el contaminante se tira a la atmósfera con el subsiguiente impacto ambiental y su contribución al efecto invernadero.
Para contrarrestar el impacto sobre el ambiente, la industria debería promover la siembra de árboles, en sus diversos tipos, que garanticen el consumo del CO2. Para ello se calculan las toneladas por día que se lanzan al ambiente y se promueve la siembra de la arboleda apropiada para su consumo. De esa manera cuando la industria del gas natural promueve la existencia de bosques, no solamente embellece la región y promueve el conservacionismo sino que – además – evita el impacto ambiental de las descargas atmosféricas contaminantes.
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es otro de los componentes nocivos que se encuentran en el gas natural. Cuando el agua se deposita, como en el caso anterior, se convierte en un ácido que corroe las instalaciones y aumenta los costos de mantenimiento en forma impactante. Adicionalmente, las descargas de sulfuro de hidrógeno al ambiente en cantidades por encima del nivel máximo permitido ocasionan las lluvias ácidas, que terminan acidificando los suelos con el subsiguiente impacto en la agricultura.
Una descarga de H2S de diez ppmv, no les genera daño a las personas, pero un contenido de 800 ppmv en el gas garantiza la muerte de la persona que olfatee el producto. Obviamente, la cifra es una resultante estadística de muchos casos y no necesariamente aplica por igual para todas las personas, pero es algo de lo cual se debe tener especial cuidado para evitar accidentes graves.
Para eliminar el sulfuro de hidrógeno se emplean soluciones de amina. En una torre de absorción, el gas que normalmente entra por el fondo de la torre, se pone en contacto con la solución de amina que ingresa por el tope de la columna. A medida que el gas burbujea en cada plato le transfiere el sulfuro de hidrógeno a la amina. A esto lo llamamos “Tratamiento del gas natural”, el gas sale de la planta satisfaciendo las especificaciones del contrato y la solución de amina se lleva a una torre de regeneración para purificarla. En todo proceso de absorción como éste el fluido absorbente circula permanentemente en la planta descontaminando el gas natural.
Es factible y comúnmente se trabaja de manera simultánea con la remoción de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. El ingeniero o diseñador de la planta decide la cantidad del componente ácido que desea extraerle al gas natural.
También es factible remover el sulfuro de hidrógeno empleando un lecho sólido comercialmente conocido como Sulfa- Treat. Este producto se presenta como una camada de piedritas recubiertas con óxido de hierro. Cuando el gas atraviesa el lecho sólido compactado en la torre de adsorción separa el sulfuro de hidrógeno que, al reaccionar con el óxido de hierro, forma la pirita. De esa manera la porción de óxido de hierro que progresivamente reacciona con el sulfuro de hierro se va desactivando hasta que deja de actuar y se hace necesario reemplazarla.
El producto utilizado se retira de la torre de adsorción cada vez que se desactiva y, de nuevo, se rellena la torre con la camada adsorbente nueva, para reiniciar la operación.
Otros productos comercialmente disponibles pueden retener el sulfuro de hidrógeno contenido en el gas (secuestrantes), pero los depósitos de azufre libre en las instalaciones y la contaminación de los absorbentes empleados aguas abajo han incidido negativamente en su empleo.
La presencia de mercurio (Hg) en el gas es también un factor de importancia. La tecnología moderna ha incluido dentro de sus logros las ya famosas “cajas frías”, intercambiadores criogénicos de alta eficiencia que contribuyen de manera apreciable a extraerle los componentes pesados y más valiosos al gas natural.
Estas unidades son construidas con láminas de aluminio corrugado con separaciones entre ellas de un milímetro. El gas pasa a través de los pequeños espacios libres que dejan las láminas e intercambian calor con altísima eficiencia. No obstante, el mercurio corroe el aluminio y abre agujeros que desactivan el corazón de la planta. De allí la razón por la cual se debe tener mucho cuidado al evaluar si el azogue está presente en la corriente para evitar que se ponga en contacto con las cajas frías y las destruya.
Cantidad de calor que aporta cada uno de los componentes.
Cada uno de los componentes de hidrocarburos entrega una determinada cantidad de calor. La suma de las contribuciones individuales de cada uno de los componentes será el valor calorífico de la mezcla. El metano, por ejemplo, aporta 1010 Btu por cada pié cúbico. El etano, 1769,6 Btu/p3. De esa manera si se emplea gas natural compuesto por el 90% de metano y el 10% de etano, se tendrían 909,0 Btu que entrega el metano y 176,96 del etano, para un total de 1085,96 Btu/p3, lo cual sería el valor calorífico de esta muestra de gas. Obviamente cuando el gas contiene componentes pesados el valor calorífico total es la suma de los aportes individuales de cada uno de los componentes.
De la misma manera, por cuanto el N2 y el CO2 no proporcionan energía, su presencia en el gas implica la disminución de la cantidad de calor que produce el gas y, por lo tanto, una disminución proporcional del precio del combustible. De allí la razón por la cual resulta conveniente eliminar estos componentes de la corriente gaseosa.
Otros componentes como el COS y el CS2 suelen estar en muy pequeñas proporciones, pero cuando están presentes en el gas pueden degradar las soluciones de amina y complican el tratamiento del gas natural. Lo mismo ocurre con la existencia de aire en el gas natural. Cuando hay aire mezclado con el gas, tanto la amina como el glicol se oxidan y crean subproductos que dañan la solución. El estudio de los contaminantes de las soluciones es una parte del estudio especializado en la ingeniería de gas.
Importancia de los componentes licuiables en el gas natural.
La presencia de los componentes pesados en el gas natural normalmente conocidos como C3+, y clasificados a los efectos de este artículo como grupo (3), engloba los componentes que aportan la mayor cantidad de energía y, como consecuencia, el valor agregado del gas natural. Para referirse a ellos se habla del propano y componentes más pesados, su importancia se evalúa con la cantidad de galones de líquido que se les puede extraer el gas natural por cada 1000 pies cúbicos del fluido medidos a condiciones estándar.
Para dar una idea sencilla de lo que esto significa es suficiente saber que, al precio actual de los combustibles, una planta con un valor total de 400 millones de dólares se puede pagar en menos de 1,5 años, con la ventaja adicional que la planta se amortiza con el 12% o menos del caudal total, con lo cual quedarían alrededor de 350 millones de pies cúbicos por día para el consumo nacional. Es decir con un porcentaje relativamente bajo del gas que alimenta la planta se paga la instalación en menos de año y medio. El lector podrá evaluar lo que esto significa. Una planta de extracción como Santa Bárbara, en Venezuela, puede producir alrededor de 29.000,oo B/D de líquidos del gas natural dejando libre 350 millones de un total de 400 que alimentan la planta. Por eso se dice que el mejor negocio del mundo es una empresa de petróleo o de gas bien administrada.
