Processamento de gás natural - Natural-gas processing

Uma planta de processamento de gás natural em Aderklaa, Áustria

O processamento de gás natural é uma gama de processos industriais concebidos para purificar o gás natural bruto , removendo impurezas, contaminantes e hidrocarbonetos de massa molecular mais elevada para produzir o que é conhecido como gás natural seco de qualidade de gasoduto .

O processamento do gás natural começa na cabeça do poço. A composição do gás natural bruto extraído dos poços produtores depende do tipo, profundidade e localização do depósito subterrâneo e da geologia da área. O petróleo e o gás natural costumam ser encontrados juntos no mesmo reservatório. O gás natural produzido em poços de petróleo é geralmente classificado como gás associado dissolvido, o que significa que o gás foi associado ou dissolvido no petróleo bruto . A produção de gás natural não associada ao petróleo bruto é classificada como “não associada”. Em 2009, 89 por cento da produção de gás natural da cabeça de poço dos EUA era não associada.

As fábricas de processamento de gás natural purificam o gás natural bruto removendo contaminantes como sólidos, água , dióxido de carbono ( CO 2 ), sulfeto de hidrogênio (H 2 S), mercúrio e hidrocarbonetos de massa molecular superior. Algumas das substâncias que contaminam o gás natural têm valor econômico e são posteriormente processadas ou vendidas. Uma planta de gás natural operacional fornece gás natural seco com qualidade de gasoduto que pode ser usado como combustível por consumidores residenciais, comerciais e industriais, ou como matéria-prima para síntese química.

Tipos de poços de gás natural bruto

O gás natural bruto vem principalmente de qualquer um dos três tipos de poços: poços de petróleo bruto, poços de gás e poços de condensado .

O gás natural que vem de poços de petróleo bruto é normalmente chamado de gás associado . Este gás pode ter existido como uma tampa de gás acima do petróleo bruto no reservatório subterrâneo ou pode ter sido dissolvido no petróleo bruto, saindo da solução à medida que a pressão é reduzida durante a produção.

O gás natural que vem de poços de gás e poços de condensado, nos quais há pouco ou nenhum petróleo bruto, é denominado gás não associado . Poços de gás normalmente produzem apenas gás natural bruto, enquanto poços de condensado produzem gás natural bruto junto com outros hidrocarbonetos de baixo peso molecular. Aqueles que são líquidos em condições ambientais (ou seja, pentano e mais pesados) são chamados de condensado de gás natural (às vezes também chamado de gasolina natural ou simplesmente condensado ).

O gás natural é chamado de gás doce quando relativamente livre de sulfeto de hidrogênio ; o gás que contém sulfeto de hidrogênio é chamado de gás ácido . O gás natural, ou qualquer outra mistura de gás, contendo quantidades significativas de sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono ou gases ácidos semelhantes, é chamado de gás ácido .

O gás natural bruto também pode vir de depósitos de metano nos poros das camadas de carvão, muitas vezes existindo no subsolo em um estado mais concentrado de adsorção na superfície do próprio carvão. Esse gás é conhecido como gás de leito de carvão ou metano de leito de carvão ( gás de camada de carvão na Austrália). O gás de leito de carvão tornou-se uma importante fonte de energia nas últimas décadas.

Contaminantes em gás natural bruto

O gás natural bruto consiste basicamente em metano (CH 4 ) e etano (C 2 H 6 ), as moléculas de hidrocarboneto mais curtas e leves . Muitas vezes também contém quantidades variáveis ​​de:

O gás natural bruto deve ser purificado para atender aos padrões de qualidade especificados pelas principais empresas de transmissão e distribuição de gasodutos . Esses padrões de qualidade variam de duto a duto e geralmente são uma função do projeto de um sistema de duto e dos mercados que ele atende. Em geral, as normas especificam que o gás natural:

  • Estar dentro de uma faixa específica de valor de aquecimento (valor calórico). Por exemplo, nos Estados Unidos, deve ser cerca de 1035 ± 5% BTU por pé cúbico de gás a 1 atmosfera e 60 ° F (41 MJ ± 5% por metro cúbico de gás a 1 atmosfera e 15,6 ° C). No Reino Unido, o valor calorífico bruto deve estar na faixa de 37,0 - 44,5 MJ / m 3 para a entrada no Sistema de Transmissão Nacional (NTS).
  • Ser entregue em ou acima de uma temperatura de ponto de orvalho de hidrocarboneto especificada (abaixo da qual alguns dos hidrocarbonetos no gás podem condensar na pressão do oleoduto formando bolhas líquidas que podem danificar o oleoduto). ocorre durante o transporte subsequente nos oleodutos. No Reino Unido, o ponto de orvalho do hidrocarboneto é definido como <-2 ° C para a entrada no NTS. O ponto de orvalho do hidrocarboneto muda com a temperatura ambiente predominante, a variação sazonal é:
Variação sazonal do ponto de orvalho de hidrocarbonetos
Ponto de orvalho de hidrocarboneto 30 ° F (-1,1 ° C) 35 ° F (1,7 ° C) 40 ° F (4,4 ° C) 45 ° F (7,2 ° C) 50 ° F (10 ° C)
Meses dezembro

Janeiro

fevereiro

marchar

abril

novembro

Poderia

Outubro

Junho

setembro

Julho

agosto

O gás natural deve:

  • Esteja livre de partículas sólidas e água líquida para evitar erosão, corrosão ou outros danos à tubulação.
  • Ser desidratado de vapor de água o suficiente para evitar a formação de hidratos de metano dentro da planta de processamento de gás ou posteriormente dentro do gasoduto de transmissão de gás de venda. Uma especificação típica do conteúdo de água nos Estados Unidos é que o gás não deve conter mais do que sete libras de água por milhão de pés cúbicos padrão de gás. No Reino Unido, isso é definido como <-10 ° C @ 85barg para a entrada no NTS.
  • Não contêm mais do que traços de componentes, como sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono, mercaptanos e nitrogênio. A especificação mais comum para o teor em sulfureto de hidrogénio é de 0,25 grão H 2 S por 100 pés cúbicos de gás, ou de cerca de 4 ppm. As especificações para CO 2 normalmente limitam o conteúdo a não mais do que dois ou três por cento. No Reino Unido, o sulfeto de hidrogênio é especificado como ≤5 mg / m 3 e enxofre total como ≤50 mg / m 3 , dióxido de carbono como ≤2,0% (molar) e nitrogênio como ≤5,0% (molar) para a entrada no NTS.
  • Mantenha o mercúrio abaixo dos limites detectáveis ​​(aproximadamente 0,001 ppb por volume) principalmente para evitar danos ao equipamento na planta de processamento de gás ou no sistema de transmissão do gasoduto devido à amálgama de mercúrio e fragilização de alumínio e outros metais.

Descrição de uma planta de processamento de gás natural

Existem várias maneiras de configurar os vários processos unitários usados ​​no tratamento de gás natural bruto. O diagrama de fluxo de blocos abaixo é uma configuração típica generalizada para o processamento de gás natural bruto de poços de gás não associados. Mostra como o gás natural bruto é processado em gás de vendas canalizado para os mercados de usuários finais. Ele também mostra como o processamento do gás natural bruto produz esses subprodutos:

O gás natural bruto é comumente coletado de um grupo de poços adjacentes e é primeiro processado em vasos separadores naquele ponto de coleta para a remoção de água líquida livre e condensado de gás natural. O condensado é geralmente transportado para uma refinaria de petróleo e a água é tratada e descartada como esgoto.

O gás bruto é então canalizado para uma planta de processamento de gás onde a purificação inicial é geralmente a remoção de gases ácidos (sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono). Existem vários processos disponíveis para esse propósito, conforme mostrado no diagrama de fluxo, mas o tratamento com amina é o processo que foi usado historicamente. No entanto, devido a uma gama de restrições de desempenho e ambientais do processo de amina, uma tecnologia mais recente baseada no uso de membranas poliméricas para separar o dióxido de carbono e o sulfeto de hidrogênio do fluxo de gás natural ganhou aceitação cada vez maior. As membranas são atraentes porque nenhum reagente é consumido.

Os gases ácidos, se presentes, são removidos por tratamento com membrana ou amina e podem então ser encaminhados para uma unidade de recuperação de enxofre que converte o sulfeto de hidrogênio no gás ácido em enxofre elementar ou ácido sulfúrico. Dos processos disponíveis para essas conversões, o processo de Claus é de longe o mais conhecido para recuperação de enxofre elementar, enquanto o processo de contato convencional e o WSA ( processo de ácido sulfúrico úmido ) são as tecnologias mais utilizadas para recuperação de ácido sulfúrico . Quantidades menores de gás ácido podem ser eliminadas por queima.

O gás residual do processo de Claus é comumente chamado de gás residual e esse gás é então processado em uma unidade de tratamento de gás residual (TGTU) para recuperar e reciclar compostos contendo enxofre residual de volta para a unidade Claus. Novamente, como mostrado no diagrama de fluxo, há uma série de processos disponíveis para o tratamento do gás residual da unidade de Claus e, para esse propósito, um processo WSA também é muito adequado, uma vez que pode funcionar autotermicamente nos gases residuais.

A próxima etapa na planta de processamento de gás é remover o vapor de água do gás usando a absorção regenerável em trietilenoglicol líquido (TEG), comumente referida como desidratação de glicol , dessecantes de cloreto deliquescentes e / ou uma unidade de Adsorção por Swing de Pressão (PSA) que é adsorção regenerável usando um adsorvente sólido. Outros processos mais recentes, como membranas, também podem ser considerados.

O mercúrio é então removido usando processos de adsorção (conforme mostrado no diagrama de fluxo), como carvão ativado ou peneiras moleculares regeneráveis .

Embora não seja comum, o nitrogênio às vezes é removido e rejeitado usando um dos três processos indicados no diagrama de fluxo:

  • Processo criogênico ( Unidade de Rejeição de Nitrogênio ), utilizando destilação em baixa temperatura . Este processo pode ser modificado para recuperar também o hélio, se desejado (veja também gás industrial ).
  • Processo de absorção, usando óleo pobre ou um solvente especial como absorvente.
  • Processo de adsorção, usando carvão ativado ou peneiras moleculares como adsorvente. Este processo pode ter aplicabilidade limitada porque diz-se que incorre na perda de butanos e hidrocarbonetos mais pesados.

Fracionamento NGL

O processo de fracionamento de NGL trata o gás de escape dos separadores em um terminal de petróleo ou a fração aérea de uma coluna de destilação de petróleo bruto em uma refinaria. O fracionamento visa produzir produtos úteis, incluindo gás natural adequado para canalização para consumidores industriais e domésticos; venda de gases liquefeitos de petróleo (propano e butano); e gasolina como matéria-prima para a mistura de combustível líquido. O fluxo de NGL recuperado é processado por meio de um trem de fracionamento que consiste em até cinco torres de destilação em série: um desmetanizador , um desetanizador , um despropanizador, um desbutanizador e um divisor de butano . Ele usa outro processo de destilação criogênica de baixa temperatura envolvendo a expansão do gás através de um turboexpansor seguido por destilação em uma coluna de fracionamento desmetanizante . Algumas fábricas de processamento de gás usam o processo de absorção de óleo pobre em vez do processo turboexpansor criogênico.

A alimentação gasosa para a planta de fracionamento de NGL é tipicamente comprimida a cerca de 60 barg e 37 ° C. A alimentação é resfriada a -22 ° C, por troca com o produto de cabeça do desmetanizador e por um sistema de refrigeração e é dividida em três fluxos:

  • o líquido condensado passa por uma válvula Joule-Thomson reduzindo a pressão para 20 bar e entra no desmetanizador como alimentação inferior a -44,7 ° C.
  • parte do vapor é encaminhado através de um turboexpansor e entra no desmetanizador como alimentação superior a -64 ° C.
  • o vapor restante é resfriado pelo produto de cabeça do desmetanizador e resfriamento Joule-Thomson (através de uma válvula) e entra na coluna como refluxo a -96 ° C.

O produto de cabeça é principalmente metano a 20 bar e -98 ° C. Este é aquecido e comprimido para produzir um gás de venda a 20 bar e 40 ° C. O produto inferior é NGL a 20 barg que é alimentado ao desetanizador.  

O produto de cabeça do desetanizador é etano e os fundos são alimentados ao despropanizador. O produto de cabeça do despropanizador é o propano e os fundos são alimentados para o desbutanizador. O produto de cabeça do desbutanizador é uma mistura de normais e iso-butano, e o produto do fundo é um C 5 mistura + gasolina.

As condições de operação das embarcações no trem de fracionamento NGL são normalmente as seguintes.

Condições de operação da coluna NGL
Desmetanizador Deetanizador Depropanizer Debutanizer Divisor de butano
Pressão de alimentação 60 barg 30 barg
Temperatura de alimentação 37 ° C 25 ° C 37 ° C 125 ° C 59 ° C
Pressão operacional da coluna 20 barg 26-30 barg 10-16,2 barg 3,8-17 barg 4,9-7 barg
Temperatura aérea do produto -98 ° C 50 ° C 59 ° C 49 ° C
Temperatura inferior do produto 12 ° C 37 ° C 125 ° C 118 ° C 67 ° C
Produto indireto Metano (gás natural) Etano Propano Butano Isobutano
Produto inferior Líquidos de gás natural (Feed do Depropanizer) (Feed do Debutanizer) Gasolina Butano Normal

Uma composição típica da alimentação e do produto é a seguinte.

Composição do fluxo,% volume
Componente Alimentação NGL Etano Propano Isobutano n-butano Gasolina
Metano 89,4 0,5 1,36
Etano 4,9 37,0 95,14 7,32
Propano 2,2 26,0 3,5 90,18 2.0
Isobutano 1,3 7,2 2,5 96,0 4,5
n-butano 2,2 14,8 2.0 95,0 3,0
Isopentano 5.0 33,13
n-pentano 3,5 0,5 23,52
n-hexano 4,0 26,9
n-heptano 2.0 13,45
Total 100 100 100 100 100 100 100

Os fluxos recuperados de propano, butanos e C 5 + podem ser "adoçados" em uma unidade de processo Merox para converter mercaptanos indesejáveis ​​em dissulfetos e, junto com o etano recuperado, são os subprodutos finais de NGL da planta de processamento de gás. Atualmente, a maioria das plantas criogênicas não inclui fracionamento por razões econômicas e o fluxo de NGL é transportado como um produto misturado para complexos de fracionamento autônomos localizados perto de refinarias ou fábricas de produtos químicos que usam os componentes como matéria-prima . No caso de o assentamento do gasoduto não ser possível por razões geográficas, ou a distância entre a fonte e o consumidor exceder 3.000 km, o gás natural é então transportado por navio como GNL (gás natural liquefeito) e novamente convertido em seu estado gasoso nas proximidades do consumidor.

Produtos

O gás residual da seção de recuperação de LGN é o gás de venda purificado final, que é canalizado para os mercados de usuários finais. Regras e acordos são feitos entre comprador e vendedor em relação à qualidade do gás. Estes geralmente especificam a concentração máxima permitida de CO 2 , H 2 S e H 2 O, bem como exigindo que o gás esteja comercialmente livre de odores e materiais desagradáveis, e poeira ou outro material sólido ou líquido, ceras, gomas e constituintes formadores de goma , o que pode danificar ou afetar adversamente a operação do equipamento do comprador. Quando ocorre uma perturbação na estação de tratamento, os compradores geralmente podem se recusar a aceitar o gás, reduzir a taxa de fluxo ou renegociar o preço.

NatGasProcessing.svg

Recuperação de hélio

Se o gás tiver um conteúdo significativo de hélio , o hélio pode ser recuperado por destilação fracionada . O gás natural pode conter até 7% de hélio e é a fonte comercial do gás nobre. Por exemplo, o campo de gás Hugoton em Kansas e Oklahoma nos Estados Unidos contém concentrações de hélio de 0,3% a 1,9%, que é separado como um subproduto valioso.

Consumo

Os padrões de consumo de gás natural , entre as nações, variam de acordo com o acesso. Países com grandes reservas tendem a lidar com o gás natural como matéria-prima de forma mais generosa, enquanto países com recursos escassos ou carentes tendem a ser mais econômicos. Apesar das descobertas consideráveis, a disponibilidade prevista das reservas de gás natural praticamente não mudou.

Aplicações de gás natural

  • Combustível para aquecimento industrial e processo de dessecação
  • Combustível para o funcionamento de centrais públicas e industriais
  • Combustível doméstico para cozinhar, aquecer e fornecer água quente
  • Combustível para veículos de gás natural líquido ou comprimido que não agride o meio ambiente
  • Matéria-prima para síntese química
  • Matéria-prima para a produção de combustível em larga escala usando o processo de gás para líquido (GTL) (por exemplo, para produzir diesel sem enxofre e aromático com combustão de baixa emissão)

Veja também

Referências

links externos

Leitura adicional

  • Haring, HW (2008). Processamento de Gases Industriais. Weinheim, Alemanha: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
  • Kohl, A., & Nielsen, R. (1997). Purificação de gás. 5ª Edição. Houston, Texas: Gulf Publishing Company