INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUIMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
―APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL AMARGO PROVENIENTE DE POZOS
MARITIMOS‖.
ALUMNOS: ALBA MENDOZA WILLIAM CORDOVA SANTIBAÑEZ DANIEL ISAAC
SINODAL: ING. ARIEL DIAZ BARRIGA DELGADO
Agradecimientos.
Dios mio te agradezco que me hayas dado fortaleza, salub y sabiduria para poder alcanzar algunas de mis metas y ver los frutos de ellas.
Ademas te agradezco que me hayas mandado a dos de tus angeles que han sido el ejemplo a seguir y que todo lo que soy se lo debo a ellos por que por ellos espero poder ser un hombre de bien y aprovechar la mejor herencia que me han podido dar, la educacion, por ser unos seres excelentes,que se que siempre estaran a mi lado para levantarme cuantas veces caiga y se que siempre me apoyaran y ayudaran como hasta hoy por eso les agradezco, maravillosos y excelentes PAPA Y MAMA los amo y les doy las gracias con mi corazon en el mano.
Te agradezco tambien señor que me hayas mandado a una familia en donde a mis hermanos, les agradezco su apoyo y su motivacion ya que indirectamente ellos me impulsaron a seguir superandome para que algun dia ellos se sintieran orgullosos de su hermano y pueda yo ser un ejemplo a seguir , gracias.
Y por ultimo te agradezco me hayas enviado a un angel especial que siempre me brindo su amor y su apoyo incondicionalmente ya que juntos vencimos adversidades y fuimos parte de un crecimiento emocional e intelectual juntos gracias Roci por tu amor y tu apoyo.
“GRACIAS A TODOS DE TODO CORAZON”
William.
Agradecimientos
Está tesis está dedicada a:
A mi madre:
Por darme la vida y gracias a su cariño, guía y apoyo he llegado a realizar uno de los anhelos mas grandes de mi vida, fruto del inmenso apoyo, amor y confianza que en mí se depositó.
A mi padre:
Por impulsarme a realizar los proyectos emprendidos a lo largo de mi vida.
A mis hermanos:
A quienes agradezco su amor, cariño y comprensión durante toda la vida.
Por esto y por más les viviré eternamente agradecido.
Finalmente agradezco al IPN por la oportunidad que me ha dado de recibir una educación de alta calidad.
Daniel Isaac Córdova Santibáñez
OBJETIVO
Conocer todas aquellas alternativas y ventajas que se ofrecen al utilizar el gas natural proveniente de los pozos marinos, para el aprovechamiento de esta fuente de energía alterna que ofrece características favorables en diversos sectores energéticos, olvidándose por un momento que no solo el petróleo y sus derivados son la única fuente de energía.
Contenido
RESUMEN ... I INTRODUCCIÓN ... III
CAPITULO I GENERALIDADES ... 1
CAPITULO II ORIGEN DEL PETROLEO Y GAS NATURAL EN LA TIERRA ... 5
II.1 ORIGENDELPETRÓLEO ... 5
II.2 EXPLORACIONDEPETROLEO ... 9
II.3 PERFORACIÓNDEPOZOSDEPETROLEO ... 10
II.4 ORIGENDELGASNATURAL ... 13
CAPITULO III PROCESAMIENTO Y TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL Y GASES DE REFINACION ... 23
III.1 SELECTIVIDADDEHIDROCARBUROSLIQUIDOSYGASEOSOS ... 23
III.2 EXTRACCIONYPROCESODELGASNATURAL ... 26
III.3 ENDULZAMIENTODEGASAMARGOPROVENIENTEDEPOZOS ... 37
III.4 GASESLICUADOS(GLP) ... 42
CAPITULO IV TRANSPORTACIÓN Y MANEJO DE LA SEGURIDAD DEL GAS NATURAL. ... 49
IV.1 TRANSPORTEDEGASNATURALPOR ... 49
IV.2 SEGURIDAD.INSPECCIONINTERIORDEDUCTOSMEDIANTEDIABLOS INSTRUMENTADOS ... 59
IV.3 ALMACENAMIENTODELGASNATURAL ... 61
IV.4 PROCESOCRIOGÉNICO ... 65
IV.5 DATOSDESEGURIDADDELGASNATURAL. ... 74
IV.6 MANEJODELASEGURIDADENREDESDEDISTRIBUCIÓN ... 82
CAPITULO V USOS DEL GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE Y COMPARACIÓN EN ASPECTOS FÍSICOS, QUÍMICOS Y ECOLÓGICOS ... 89
V.1 USOSGENERALESDELGASNATURAL ... 89
V.2 ELGASNATURALCOMOCOMBUSTIBLE ... 93
V.3 EVALUACIONYCOMPARACIONDELOSCOMBUSTIBLES ... 102
CONCLUSIONES ... 115
BILIOGRAFIA ... 119
RESUMEN
En la actualidad el gas natural es utilizado como combustible domestico e industrial, como combustible vehicular y como materia prima para la obtención de productos petroquímicos. Es por estas razones que en el presente trabajo de Tesis se abarcan temas desde los orígenes del Gas Natural hasta las ventajas y desventajas del uso del Gas Natural como combustible.
En el Capitulo I se menciona un panorama general en cuanto a los hidrocarburos e impurezas que constituyen el Gas Natural; así como los inicios, extracción, transporte y principales usos.
En el Capitulo II se describen los orígenes del petróleo en sus dos hipótesis, la inorgánica y la orgánica cuya hipótesis es la más aceptada, la exploración y los diferentes tipos de perforación; los orígenes del Gas Natural, su composición y extracción.
En el Capítulo III se observan claramente los diferentes tipos de gases, así como la extracción y producción, la separación y endulzamiento del Gas Natural; además el proceso para la elaboración del GLP.
En el Capitulo IV se menciona el medio de transporte, por lo general es a través por medio de gasoductos, cuya red de ductos recorre gran parte del país, se ve además la inspección y limpieza de los mismos por medio de diferentes tipos de diablos instrumentados que recorren la red existente; se describe el almacenamiento del Gas Natural y el proceso criogénico para su endulzamiento; y se abarcan datos de seguridad del Gas Natural y el manejo de la seguridad en redes de distribución.
En el Capitulo V se mencionan los principales usos del Gas Natural, las ventajas y desventajas que tiene el gas natural como carburante, comparándolo con los combustibles actuales.
En este trabajo se menciona fundamentalmente la importancia del Gas Natural dentro de nuestra sociedad, a nivel comunidad, a nivel industrial y sobre todo a nivel nacional ya que además de brindar nuevas oportunidades de trabajo, brinda comodidad, seguridad y economía.
INTRODUCCIÓN
El gas natural se utiliza como combustible doméstico e industrial, tiene notables ventajas como combustible de vehículos automotores, por su gran poder calorífico, porque su combustión es regulable y no produce contaminación, está compuesto principalmente de metano y por lo tanto, arde de manera limpia. Desprende poco carbono en comparación con la gasolina y nada de humo negro. Los motores que queman dicho combustible limpio necesitan menos mantenimiento. El gas natural es relativamente económico y en la actualidad se están haciendo nuevos descubrimientos. También se emplea como materia prima en la industria petroquímica en la obtención de amoníaco, metanol, etileno, butadieno y propano.
Aunque existen yacimientos que proporcionan exclusivamente gas natural, éste va casi siempre asociado al petróleo crudo, y sale a la superficie junto a él cuando se hace la extracción en pozos. Sin embargo, el desarrollo del gas natural se realizó con posterioridad al uso del petróleo. El gas natural que aparecía en los yacimientos se quemaba como un residuo más, ya que, a pesar de su enorme poder calorífico, no se podía aprovechar por los problemas que plantea su transporte y almacenamiento. No puede ser licuado simplemente bajo presión porque su temperatura crítica, 190 K, es muy baja y, por tanto, debe ser enfriado hasta temperaturas inferiores a ella antes de licuarse. Una vez licuado debe ser almacenado en contenedores muy bien aislados, y su transporte se realiza por tuberías fabricadas con materiales y soldaduras especiales para resistir grandes presiones.
Las razones o incentivos para esta transformación por parte de cada país varía mucho, desde una verdadera preocupación por la calidad del aire hasta estrategias de mercado que les permitan competir en el mercado local o ingresar a los internacionales, cuyas exigencias de calidad tienden cada vez más a los combustibles reformados.
El gas natural es una fuente de energía deseable. Pero las naciones de Europa occidental y el Japón tienen poco. En los Estados Unidos, no es probable que aumente mucho la producción de gas natural, puesto que cada vez se hace más difícil hallar yacimientos nuevos. Pero es en estas naciones en particular que salta adelante la demanda de combustibles para la energía.
Así, para repetir —hay arenas petrolíferas, fuerza hidráulica, gas natural, carbón, energía solar, hasta madera— pero ninguna de estas fuentes de energía puede reemplazar al petróleo durante el tiempo de crisis en este momento ni en el futuro cercano. Las naciones industriales están sencillamente demasiado inmersas en el uso del petróleo para poder hacer los enormes, rápidos y muy costosos cambios a otro combustible en los siguientes diez a quince años, aun si de algún modo eso fuera posible.
A partir de 1994 la demanda es impulsada por:
La generación eléctrica,
Nuevas normas ambientales y
La participación de capital privado en distribución y transporte.
Aun hay regiones que no disponen de Gas Natural y se espera que pronto crezca su red de distribución y que a un corto plazo pueda llegar a todos los rincones del país.
En el año 2001 iniciaron sus operaciones 7 plantas eléctricas a base de Gas Natural, con capacidad conjunta de 3,055 MW. a plena carga, en donde se consumen 12 millones de metros cúbicos diarios. Así observamos la importante participación del mismo en el sector de la generación eléctrica, en donde solo era común utilizar combustibles fósiles entre los cuales destacan gasóleos e hidrocarburos pesados obtenidos en las destilaciones primarias y secundarias del petróleo crudo, que además de ser mucho más contaminantes que este son igualmente económicos. El uso del Gas Natural reducirá el uso de estos combustibles fósiles y por lo tanto pasará del 20% al 62% en el consumo en este sector, entre los años 2000 y 2010. Y se espera que la demanda nacional crezca en un 8% anual.
Aun con todo esto en la actualidad, el Gas Natural ha tenido un gran auge y si se esta aprovechando, aunque como se observa no sustituirá totalmente al petróleo…
CAPITULO I GENERALIDADES
Aunque se pueden clasificar como gases naturales todos los que se encuentran de forma natural en la tierra desde los constituyentes del aire hasta las emanaciones gaseosas de los volcanes, el termino gas natural se aplica hoy en sentido estricto a las mezclas de gases combustibles hidrocarburados o no, que se encuentran en el subsuelo donde en ocasiones, aunque no siempre, se hayan asociados con el petróleo. El principal constituyente del gas natural es siempre el metano que representa generalmente entre el 75 y el 95% del volumen total de la mezcla, razón por la cual se suele llamar metano al Gas Natural. Los otros hidrocarburos gaseosos que suelen estar presentes, etano, butano y propano, aparecen siempre en proporciones menores. Entre los constituyentes distintos a los hidrocarburos suelen ser nitrógeno, dióxido de carbono, helio, argón y el acido sulfhídrico, los mas importantes.
El acido sulfhídrico es la impureza mas indeseable que puede encontrarse, este gas es toxico y corrosivo, al quemarse resultan productos de combustión que contienen óxidos de azufre que son a su vez corrosivos para la mayor parte de los materiales, así como perjudiciales para la vida animal y vegetal. Estos gases, denominados ácidos deben ser tratados para eliminar esta impureza antes de proceder a su comercialización. Los constituyentes inertes, como el nitrógeno, suelen ser ignorados; su único inconveniente es que disminuyen el poder calorífico, excepto en el caso en que dichos componentes se encuentran en cantidades muy importantes y pueden afectar considerablemente a la combustión o la compatibilidad con otros gases. Otro componente inerte es el helio; cuando se encuentra presente en cantidades superiores al 0.2% volumen, puede ser interesante recuperarlo, aunque esta cifra puede variar en función de la localización de los yacimientos petrolíferos.
El helio es el mas ligero entre los inertes y por ello no es inflamable; sus propiedades le confieren en la actualidad, numerosas aplicaciones en la exploración del espacio, la medicina, la industria, la energía nuclear, etc. siendo el gas natural la única fuente de la que comercialmente se puede obtener.
El Gas Natural puede ser húmedo (si contiene hidrocarburos líquidos en suspensión) o seco (si no los contiene). El uso de combustibles gaseosos, para iluminación y fines domésticos, ha sido muy general desde el siglo XIX. Sin embargo, apenas se utilizaba en la industria debido a la abundancia de combustibles sólidos y líquidos disponibles y a la dificultad que presentaba el transporte y almacenamiento de los combustibles gaseosos.
El desarrollo del empleo del Gas Natural se ha realizado con posterioridad al uso del petróleo. Ya que este aparecía en casi todos los yacimientos petrolíferos, se quemaba a la salida del pozo como un residuo más. Únicamente en los EE.UU. de América, y siempre en lugares muy próximos a zonas petrolíferas, se utilizaba como combustible domestico por su gran poder calorífico (9.0 a 12.0 kcal.).
Por otro lado, la extracción del gas de los yacimientos se realiza con procesos similares a los que se usan para la extracción del petróleo crudo:
Exploración, son el conjunto de tareas de campo y oficina cuyo objetivo consiste en descubrir mayores reservas y evaluar las posibilidades petrolíferas de nuevas regiones.
Explotación, esta se desarrolla en los campos petroleros, tomando en cuenta factores como la dimensión de la estructura, espesor del estrato productor, posibilidades de producción y análisis económicos de la cantidad de equipos de perforación necesario, entre otros.
Finalmente, el pozo ya en producción se conecta a la tubería de descarga para conducir el hidrocarburo a la tubería de separación que segrega el aceite del gas, y estos continúan su curso por ductos diferentes.
En la mayoría de estos yacimientos existen cantidades variables de gas, ya sea en solución con el petróleo, o en una capa gaseosa encima del mismo.
La necesidad de nuevas fuentes hizo descubrir los yacimientos que poseían enormes reservas de gas natural acompañadas de petróleo. Pero seguía existiendo el problema de su almacenamiento y transporte. La solución a ambos problemas se resolvió al utilizar técnicas destinadas a la licuefacción de los gases y procedimientos para producir y soldar tuberías capaces de resistir altas presiones.
El problema del transporte quedo resuelto mediante la creación de la cadena del gas natural licuado (GNL).
1. Transporte del gas de los yacimientos hasta la costa, por medio del gaseoducto.
2. Licuefacción del gas natural.
3. Transporte marítimos del GNL en buques metaneros.
4. Recepción del GNL en las instalaciones portuarias del país importador y regasificación inmediata, seguida de distribución comercial por tubería.
El gas natural se obtiene del subsuelo mediante perforaciones. Se encuentra en cavidades formadas por rocas impermeables. Los
países líderes productores de gas natural que comercializan GNL a los mercados mundiales son:
Argelia, Indonesia y Qatar.
Usos del Gas Natural
Se utiliza como combustible y como materia prima en la industria petroquímica. Como combustible se emplea por su gran poder calorífico, por ser su combustión fácilmente regulable, ser limpia y producir escasa contaminación.
Como materia prima es la mas adecuada para la fabricación de amoniaco (Producto base de toda la industria de abonos nitrogenados), y también del metanol, producto que se utiliza en la fabricación de plásticos y proteínas sintéticas. A partir del gas natural se obtienen materias primas de base en la industria petroquímica (Etileno, Butadieno y Propileno).
Entre las fuentes de energía, se caracteriza por su eficiencia, limpieza y competitividad. Es también una energía versátil, que se puede emplear tanto en el hogar como en el comercio y la industria. En el hogar, calienta con rapidez, no necesita almacenaje previo y es el combustible que menos contamina. El comercio y la industria se benefician con la calidad de la llama regular y sin impurezas.
CAPITULO II
ORIGEN DEL PETROLEO Y GAS NATURAL EN LA TIERRA
II.1 ORIGEN DEL PETRÓLEO
Sobre el origen del petróleo existen las más variadas teorías que intentan explicarlo.
Sin embargo, hasta la fecha no se ha llegado a aclarar esta cuestión de manera definitiva y satisfactoria. Cierta corriente de pensamiento supone para el petróleo una procedencia de tipo mineral (inorgánico) explicando su formación a través de un proceso de descomposición de carburos metálicos existentes en el interior de la Tierra.
Hoy en día la opinión general se inclina a aceptar una teoría de formación del petróleo de tipo orgánico. Según esta teoría, el petróleo se ha originado a partir de restos de plantas y animales inferiores, los cuales en el transcurso de millones de años, en ausencia de aire y sometidos al calor de la Tierra y a presiones elevadas, así como quizá también a determinados tipos de bacterias, catalizadores e incluso a la acción de sustancias radiactivas, se han transformado en hidrocarburos. Los petróleos crudos que se extraen de los diferentes campos petrolíferos de la tierra, incluso los que son extraídos de distintas profundidades de un mismo campo petrolífero, son de naturaleza muy variada incluso en su apariencia externa. Sin embargo, se asemejan unos a otros ya que son fundamentalmente mezclas de hidrocarburos, es decir, combinaciones de carbono (C) e hidrógeno (H2), de naturaleza muy variada. El petróleo bruto o crudo, es entonces una mezcla de diferentes hidrocarburos que pueden ser agrupados en parafinas (e isoparafinas), naftenos y aromáticos, así como también pueden agruparse según el número de átomos de carbono que existen en la molécula o según el punto de ebullición o volátilidad que depende fundamentalmente del tamaño de la molécula y de su conformación. El gas natural por ejemplo, consiste en moléculas ligeras como el metano (CH4), además de hidrocarburos saturados lineales, tales como etano (C2H6), propano (C3H8), n-butano (C4H10), n-pentano (C5H12) e hidrocarburos ramificados, como isobutano (iC4), isopentanos e incluso isoparafinas más pesadas (iC+5).
La composición típica del gas natural es la siguiente (Figura 1): C1 90.3%, C2 7.9%, C3 1%, C4 0.2%, iC4 0.1% e iC+5 3%. Estos hidrocarburos suelen venir acompañados de compuestos de azufre, entre ellos el ácido sulfhídrico (H2S) que es corrosivo, por lo que es necesario un tratamiento previo para eliminarlo. Tradicionalmente el gas natural es utilizado como combustible para uso doméstico (estufas) e industrial (generadores de vapor para turbinas). En la última década, sin embargo, se ha elevado su consumo para la producción de hidrógeno, ya que este gas tiene mucha demanda en diferentes procesos de una refinería. Su producción se basa en la reacción típica del metano con vapor de agua (reformación al vapor ó ―steam reforming‖) que es:
2 2
4 H O CO 3H
CH
Figura 1 — Composición típica del Gas Natural
De la mezcla resultante, conocida también como gas de síntesis, el hidrógeno puede separarse para ser utilizado en diversos procesos, entre los cuales podríamos citar el de síntesis de amoníaco a través de la reacción:
3
2 3H2 NH
N
Ambas reacciones requieren el empleo de catalizadores para su aplicación industrial.
El tamaño de las moléculas de hidrocarburo que componen el petróleo varía desde C1 hasta C40 -C50 o aun mayores, de ahí que también se le pueda clasificar en crudos ligeros, medianos, pesados y extra-pesados. El contenido de impurezas como azufre (S), nitrógeno (N2), oxígeno (O2), níquel (Ni) y vanadio (V) incide negativamente sobre la calidad y por ende sobre el precio del crudo.
Una vez extraído, el petróleo es enviado por oleoductos hacia las refinerías. Allí se almacena, y los diferentes tipos de crudos se mezclan con el objeto de cumplir con las especificaciones para las cuales fue construida la refinería. Las cargas (crudos) son separadas inicialmente por destilación (previo tratamiento para eliminar las sales incrustantes).
En este proceso se volatiliza aproximadamente un 75% de los compuestos, quedando un residuo de fondo que recibe el nombre de asfalto. La fracción volátil se separa como sigue, en orden creciente de punto de ebullición:
Hidrocarburos gaseosos (C1-C4),
Gasolina livianas (90–220 ºC),
Gasolina pesada o nafta (220–315 ºC)
Keroseno (315–450 ºC)
Gasóleo liviano (450–650 ºC)
Gasóleo pesado (650–800 ºC).
Generalmente los productos obtenidos en este proceso no tienen la suficiente calidad para ser utilizados de manera conveniente, por lo que se requiere someterlos a procesos adicionales, los cuales en su mayoría son catalíticos. En cuanto a sus aplicaciones, los productos del petróleo pueden ser utilizados en la manufactura de: combustibles para automóviles, aviones y máquinas diesel, combustibles para calefacción e industrias (calderas), materia prima para la obtención de hidrógeno y gas doméstico, materia prima para la obtención de productos químicos y petroquímicos, aceites lubricantes, grasas y asfalto.
El procesamiento catalítico de las distintas fracciones del petróleo, tiene como objetivo general modificar dichas fracciones para la obtención de productos en cantidades y calidades acordes con los requisitos del mercado. Estos procesos podemos clasificarlos de la siguiente forma:
Reformación de gas natural para generar H2.
Reformación de nafta.
Hidrotratamiento.
Oxidación.
Alquilación.
Isomerización.
Craqueo catalítico.
II.1.1 HIPOTESIS
Existen dos hipótesis científicas que tratan de explicar la formación del petróleo: la hipótesis inorgánica y la orgánica.
HIPOTESIS INORGANICA
Según esta hipótesis, los dos elementos que constituyen el petróleo (carbono e hidrogeno) se combinaron, según las leyes naturales que rigen las transformaciones químicas, dando lugar al producto aceitoso conocido como petróleo.
Con distintos enfoques químicos se ha tratado de explicar el origen del petróleo desde el punto de vista inorgánico, así, por ejemplo, se ha opinado que el petróleo es el resultado de una reacción geoquímica entre el agua y dióxido de carbono con diferentes sustancias inorgánicas, tales como cierto compuestos de carbono y carbonatos. Sin embargo, todos se hacen insostenibles científicamente al tratar de explicar por que el petróleo aparece, fundamentalmente, en las rocas sedimentarias.
Tampoco se ha podido lograr la síntesis del petróleo, y los compuestos que se consideran formadores del petróleo son relativamente raros en la naturaleza. A la postre la hipótesis del origen orgánico y marino del petróleo ha desplazado definitivamente a la inorgánica y en la actualidad esta francamente aceptada.
HIPOTESIS ORGANICA
Según esta hipótesis (generalmente aceptada), el petróleo procede en lo fundamental de los restos de organismos vivos sedimentados en el fondo de los mares o de los lagos salados. El rápido desarrollo de algas sencillas en dichas cuencas, determino un desarrollo, también, muy rápido de la vida.
Considerando la colosal rapidez de la reproducción de los organismos más simples (animales y vegetales) cuando se encuentran en condiciones favorables, no resulta sorprendente que en el fondo de estas cuencas se acumularon los restos en cantidades enormes.
Estos organismos simplísimos, en la ciencia, se les denomina plancton.
Estos restos, al hallarse fuera del contacto de aire, en el agua estancada del fondo se fueron descomponiendo a la vez que se cubrían, gradualmente, de arcilla y de arena. A estos materiales depositados en el fondo del mar geológicamente se les denomina sedimentos. Así en el transcurso de millones años fueron convirtiéndose en petróleo.
Se conoce que en los sedimentos recientes, marinos y lacustres, y en los depósitos de fluidos de los pozos petroleros existen grandes poblaciones de bacterias bioquímicamente activas, capaces de utilizar o transformar casi todas las clases de materia orgánica y, también, atacar diversas sustancias inorgánicas.
La materia orgánica de los sedimentos recientes consta de los productos de descomposición de las grasas, proteínas e hidratos de carbono, contenidos, inicialmente en ellos. Es evidente, que al descomponerse las sustancias orgánicas durante la formación del petróleo, la acción de las bacterias se verifica a un tiempo que le de los factores geológicos, físicos y químicos.
La información de que se dispone, actualmente, demuestra que las bacterias tienden a la transformación orgánica de los sedimentos recientes en productos mas parecidos al petróleo que a las sustancias madre, y que constan, primordialmente de carbono e hidrogeno. Así se reduce el contenido de oxigeno, nitrógeno, fósforo y azufre de la orgánica, mientras que aumenta el de carbono e hidrogeno, como demuestran los análisis que se resumen en la tabla siguiente:
COMPOSICIÓN ELEMENTAL MEDIA (%)
C H2 O2 N2 P
Sedimentos recientes 58 7 34 2.2 0.6 Sedimentos antiguos 73 9 14 0.9 0.3
Petróleo 85 13 0.5 0.4 0.1
Tabla 1 — Análisis de sedimentos recientes, antiguos y al petróleo
Otro factor mencionado, frecuentemente, por los estudios del origen del petróleo es la radioactividad, relacionada algunas veces con la formación de estas sustancias, y en otros casos como agente originador de cambios en etapas siguientes.
Es posible que algunos de los metales hallados en los crudos tengan un estrecho lazo con la formación del petróleo. Así, por ejemplo, existe el caso de un petróleo cuyo contenido en níquel alcanzaba 0.24 gr./kg.
El vanadio, el níquel, el platino, el molibdeno y el cobalto entre otros, son metales utilizados en diversos procesos industriales de los hidrocarburos.
Se supone que estos metales hayan podido ejercer, durante la formación del petróleo, el importante papel de catalizadores selectivos hacia la formación de hidrocarburos.
II.2 EXPLORACION DE PETROLEO
II.2.1 LEVANTAMIENTOS AÉREOS Y POR SATÉLITE
Los levantamientos realizados desde grandes altitudes proporcionan una perspectiva general del área geográfica estudiada. Las principales estructuras superficiales como los anticlinales y las regiones falladas pueden ser observadas claramente con estos métodos. Esta información ayuda a localizar las áreas que merecen una investigación más detallada. Durante los primeros años de la prospección petrolera, la visualización desde una aeronave y el levantamiento de mapas de los patrones de drenaje de ríos y arroyos constituían métodos eficaces de levantamiento. Los levantamientos aéreos y por satélite modernos son más complejos, permitiendo la evaluación de numerosas características, incluyendo las anomalías térmicas, las variaciones de densidad, la composición mineral, la filtración de petróleo y muchas otras.
II.2.2 EXPLORACIÓN GEOLÓGICA SUPERFICIAL
La observación de los afloramientos de rocas (donde los estratos subterráneos llegan a la superficie), trincheras y paredes de cañones por geólogos capacitados permite identificar la litología y evaluar las posibilidades de rocas petrolíferas, estratos de calidad productiva y mecanismos de entrampamiento en el área que se
está estudiando. Por ejemplo, se ha aprendido mucho sobre los antiguos depósitos a partir del estudio de los deltas de ríos modernos. Los mapas geológicos detallados que fueron preparados a partir de estas observaciones muestran la posición y la forma de las estructuras geológicas y proporcionan descripciones de las características físicas y de los fósiles contenidos en los estratos.
II.2.3 EXPLORACIÓN GEOFÍSICA
Mediante el uso de equipos sensibles y la aplicación de técnicas analíticas, los geofísicos adquieren muchos conocimientos sobre el subsuelo.
La más importante de estas técnicas es la exploración sísmica, según la cual las ondas de choque generadas en la superficie y dirigidas hacia abajo se reflejan en los estratos subyacentes y regresan a la superficie como ecos de dichos estratos.
Como las rocas de diferentes densidades y dureza reflejan las ondas de choque a diferentes velocidades, el sismólogo puede determinar la profundidad, el espesor y el tipo de roca, registrando con exactitud las variaciones en el tiempo que las ondas tardan en regresar a la superficie. La sísmica tridimensional moderna ha mejorado el porcentaje de éxito del proceso de exploración, especialmente en las áreas recubiertas de sal descritas anteriormente. Las mejoras constantes de las mediciones sísmicas y de los métodos matemáticos (algoritmos) usados para interpretar las señales, ahora pueden proporcionar una ―perspectiva‖ más clara de las formaciones subterráneas. Otros métodos geofísicos usan variaciones de la gravedad y de las propiedades magnéticas de la tierra para detectar las características generales de las formaciones subterráneas.
II.3 PERFORACIÓN DE POZOS DE PETROLEO
Una vez que se ha determinado que existe probablemente un yacimiento petrolífero, la única manera de averiguarlo es perforando. La perforación en busca de recursos naturales no es un concepto nuevo. En el año 1100 Dc. ya se perforaban pozos de salmuera en China con profundidades de hasta 3,500 pies, usando métodos similares a la perforación por percusión.
El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina
―pozo exploratorio‖ y en el lenguaje petrolero se clasifica ―A-3‖.
Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de ―avanzada‖, con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.
La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipos necesarios para el trabajo petrolero.
Normalmente los pozos son verticales; en algunas ocasiones especialmente en el mar, es necesario perforar pozos que se desvían de la vertical para llegar a más puntos desde una misma plataforma. Esto se denomina ―perforación horizontal‖, y en ciertos casos puede aumentar la productividad de un pozo.
II.3.1 PERFORACIÓN POR PERCUSIÓN
Éste es el método que usaron los primeros exploradores de petróleo (―wildcatters‖) en el siglo XIX y a principios del siglo XX, y aún se usa hoy para algunos pozos someros. El método emplea una tubería de perforación pesada de acero con una barrena en la parte inferior, suspendida de un cable. El método consiste en levantar y soltar la herramienta repetidamente. La masa metálica que cae sobre la barrena proporciona la energía requerida para romper la roca, abriendo un agujero a través de ésta. El agujero permanece vacío, excepto una pequeña cantidad de agua en el fondo. Después de perforar unos cuantos pies, se sube la tubería de perforación (con su barrena) y se retira los recortes con un achicador (un tubo abierto con una válvula en el fondo). El método de perforación por percusión es simple, pero sólo es eficaz en los pozos someros. El avance de la obra es muy lento debido a la ineficiencia de la barrena y a la necesidad de retirar las herramientas con frecuencia para extraer los recortes.
II.3.2 PERFORACIÓN ROTATORIA
Los equipos de perforación rotatoria se usan para distintos propósitos Perforación en Busca de Petróleo, gas, agua, geotérmicos y de almacenamiento de petróleo;
extracción de núcleos para análisis de minerales; y proyectos de minería y construcción. Sin embargo, la aplicación más importante es la perforación de pozos de petróleo y gas. Según el método rotatorio (introducido en la industria de perforación de pozos de petróleo y gas alrededor de 1900), la barrena queda suspendida de la extremidad de una columna de perforación tubular (tubería de perforación) sostenida por un sistema de cable/bloques que, a su vez, está sostenido por una torre de perforación. La perforación ocurre cuando se hace girar la columna de perforación y la barrena, mientras que los lastrabarrenas y la barrena imponen peso sobre la roca. Para enfriar y lubricar continuamente la barrena y retirar los recortes del agujero, se bombea un fluido de perforación (lodo) dentro de la columna de perforación. Al alcanzar la barrena, este lodo pasa a través de las toberas de la barrena, choca contra el fondo del agujero y luego sube en el espacio anular (el espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo), acarreando los recortes que están suspendidos en él. En la superficie, se filtra el lodo con zarandas y otros dispositivos que eliminan los recortes, y luego se bombea de nuevo dentro del pozo. La circulación del lodo de perforación le proporciona a la perforación rotatoria la eficacia que no se podía conseguir con la perforación por percusión la capacidad de retirar los recortes del pozo sin sacar la tubería a la superficie. Los equipos usados en la perforación rotatoria están ilustrados en la Figura 2.
Figura 2 — Perforación rotatoria en tierra
Sistema de Circulación
Equipo Rotatorio
Sistema de Levantamiento
Equipo de Control de Pozo 11. Tanques de
lodo 12. Bombas de
lodo 13. Tubo vertical
14. Manguera de perforación
15.
Almacenamiento de lodo a granel
16. Línea de retorno de lodo
17. Zaranda 18. Deslimador 19. Desarenador
10.
Desgasificador 11. Tanques de
reserve
12. Unión giratoria 13. Kelly 14. Buje de
junta Kelly 15. Mesa
rotatória
16. Bloque de corona 17. Plataforma
de torrero 18. Bloque
viajero 19. Gancho 20. Malacate
21.
Subestructura 22. Cable de
perforación
23. Preventor anular 24. Preventores
de reventones de ariete 25. Unidad de
acumulación 26. Múltiple de estrangulamiento
27. Separador de lodo-gas
Sistema de Energía
Tuberías y Equipo de Manejo de Tuberías
Varios
28.
Generadores
29. Tarimas para tuberías 30. Planchada 31. Puerta central
32. Ratonera
33. Caseta 34. Sótano 35. Cable de levantamiento 36. Poste grúa
Tabla 2 — Elementos que componen la perforación rotatoria en tierra II.3.3 OPERACIONES EN ALTAMAR
Aunque la perforación del primer pozo petrolífero en alta mar se llevó a cabo a principios del decenio de 1900 en las costas de California, el comienzo de las modernas perforaciones submarinas tuvo lugar en 1938, con un descubrimiento en el Golfo de México, a 1,6 km de la costa de Estados Unidos. Después de la segunda Guerra Mundial, la perforación submarina tuvo una rápida expansión, primero en aguas poco profundas cercanas a zonas de producción conocidas de tierra firme, y más tarde en otras zonas de aguas poco profundas o profundas de todo el mundo y en los climas más diversos, desde el Ártico al Golfo Pérsico. Al principio, la perforación submarina sólo era posible en aguas de hasta 91 m de profundidad aproximadamente; en cambio, las plataformas modernas superan los 3,2 km. Las
actividades petrolíferas en alta mar comprenden la exploración, perforación, producción, procesado, construcción submarina, mantenimiento, reparación y el transporte a tierra del petróleo y el gas, por barco o mediante oleoductos y gasoductos.
II.3.4 PLATAFORMAS MARINAS
Las plataformas de perforación sirven de soporte a las torres de perforación, los utensilios y el equipo para las operaciones en altamar o en aguas interiores, y las hay de distintos tipos, desde barcos y barcazas flotantes o sumergibles hasta plataformas fijas sobre soportes de acero utilizadas en aguas poco profundas y plataformas de gravedad grandes, flotantes, de hormigón armado, que se utilizan en aguas profundas. Una vez completada la perforación, las plataformas marinas se usan como soporte del equipo de producción. Las más grandes tienen capacidad para más de 250 operarios y demás personal de apoyo, para helipuertos y plantas de procesado, además de capacidad de almacenamiento de petróleo crudo y condensado de gas. Por lo común, para la perforación con plataforma flotante en aguas profundas, el equipo de la cabeza del pozo se baja hasta el fondo del océano y se conecta de forma estancada a la entubación o tubería de revestimiento del pozo. La tecnología de fibra óptica permite controlar a distancia una plataforma central grande y trabajar con plataformas satélite más pequeñas y plataformas submarinas. Las instalaciones de producción de la plataforma grande procesan el crudo, el gas y el condensado de las instalaciones satélite antes de su embarque en tierra. El tipo de plataforma utilizado en la perforación submarina suele estar determinado por el tipo de pozo que se va a perforar (de exploración o de producción) y por la profundidad del agua.
Tipo de plataforma Profundidad (metros)
Descripción
Barcazas y plataformas sumergibles
15–30 Barcazas o plataformas que se remolcan hasta el lugar de la perforación y se hunden y apoyan en el fondo. Columna inferior con capacidad de flotación para mantener la torre de perforación a flote cuando se mueve.
Con gato (sobre soportes) 30–100 Plataformas móviles flotantes autoelevadoras, cuyos soportes se elevan para poder remolcarlas. Una vez en el lugar de la perforación, se bajan los soportes hasta el fondo y después se extienden para elevar la plataforma por encima del nivel del agua.
Plataformas flotantes 100–3,000+ Estructuras de gravedad de hormigón armado de grandes dimensiones, autónomas, con varios niveles, que se remolcan hasta el lugar de la perforación, se sumergen con lastre de agua hasta una profundidad predeterminada, para que las
Tabla 3 — Tipos de plataformas
Figura 3 — Plataforma marina de producción de gas natural instalada en aguas de 87.5 metros de profundidad en la zona de Pitas Point del canal de Santa Barabara, en
el sur de California
columnas y los dispositivos estabilizadores contrarresten el oleaje, y se anclan. Con frecuencia, el crudo se almacena en las columnas hasta su descarga.
Plataformas flotantes más pequeñas, suspendidas de la misma forma, que soportan únicamente el equipo de perforación y son atendidas por una embarcación de servicio
Barcazas de perforación 30–300 Barcazas autopropulsadas, flotantes o semisumergibles
Barcos de perforación 120–3,500+ Barcos flotantes o semisumergibles muy avanzados, de diseño especial.
Plataformas fijas 0–250 Plataformas construidas sobre soportes de acero (blindajes) que se hunden y fijan en el lugar de la perforación, en islas artificiales utilizadas como plataformas.
Plataformas submarinas ND Instalaciones de producción subacuáticas.
Figura 4 — Embarcaciones de perforación; buque perforador
Figura 5 —Plataformas de perforación (satélites) en el golfo de México zona de Cantarell
Figura 6 — Barco grúa piloteando subestructura para anclaje de plataforma en el golfo de México
Figura 7 —Plataforma conectada a pozos
Figura 8 — Plataforma hecha de hormigón en el mar del norte en aguas profundas
Figura 9 — Barcos remolcando plataforma semisumergible
Figura 10 — Complejo procesador de crudo y gas en el golfo de México II.3.5 EQUIPO DE PERFORACIÓN EN PLATAFORMAS MARINAS
Los principales elementos que conforman un equipo de perforación y sus funciones, son los siguientes;
Torre de perforación o taladro. Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.
Tubería o “sarta” de perforación. Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.
Brocas. Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.
Malacate. Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la ―sarta‖ de perforación y soporta el peso de la misma.
Sistema de lodos. Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos:
lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.
II.4 ORIGEN DEL GAS NATURAL
En las regiones petroleras, y en otras donde no se explota el petróleo, se obtiene gas natural que es un combustible muy valioso y de cómodo empleo, ya que puede ser transportado a grandes distancias por gaseoductos.
El gas natural, así como el petróleo, que se ha formado en curso de los siglos por la descomposición de materias orgánicas de origen marino. Estos productos de descomposición se han acumulado en formaciones porosas o en cavidades terrestres cubiertas por rocas impermeables.
Cuando se perfora un pozo a través de la roca, escapa el gas natural y, por un tiempo, el petróleo puede subir a la superficie por la presión de los gases. Cuando la presión decrece, el petróleo requiere ser extraído del pozo por bombeo. Por otro lado la extracción del gas de los yacimientos se realiza con procesos similares a los que se usan para la extracción del petróleo crudo; existen dos tipos de gas: Gas Natural Asociado y No Asociado, el gas natural asociado es aquel que se produce conjuntamente con el petróleo crudo y se le extrae primero el gas y después el petróleo, y el gas natural no asociado es aquel que se produce solo, generalmente este gas sale libre de gases ácidos y no necesita tratamiento.
II.4.1 COMPOSICIÓN
La principal fuente natural de hidrocarburos saturados, son las algas naturales. Tal como sale de los pozos contiene: metano, etano, propano, butano, isobutano y vapores de hidrocarburos líquidos de bajo punto de ebullición, como los pentanos y hexanos, pero, su constituyente esencial es el metano CH4, el cual representa el 90% en peso de todos los hidrocarburos.
Los hidrocarburos de tres o más átomos de carbono se licuan fácilmente por enfriamiento y compresión, separándose de este modo, del metano y del etano. Por destilación fraccionada del líquido obtenido, se obtienen cantidades comercialmente aprovechables de propano y de butano, los cuales se utilizan como combustibles y como materia prima para la fabricación de otros compuestos orgánicos mediante síntesis (Petroquímica). Además de los hidrocarburos, el gas natural puede contener: sulfuro de hidrogeno (también conocido como acido sulfhídrico y gas amargo), nitrógeno y helio. Estos materiales constituyen impurezas, sobre todo, en primer término, el gas sulfhídrico (H2S). Este es el mas dañino e indeseable de las impurezas, pues los gases que lo contienen adquieren mal olor (un característico olor a huevo podrido), corroen las cañerías y llenan el ambiente de anhídrido sulfuroso (SO), venenoso, cuando se queman en cocinas, mecheros Bunsen o en cualquier otro dispositivo análogo. El helio (He) que se encuentra frecuentemente en el gas natural, cuando esta en la proporción de 1% se separa en plantas de extracción para su utilización industrial.
El gas natural, tal como se suministra a la población, contiene alrededor de 82 a 87% de metano, de 6 a 10% de etano, de 1 a 4% de butano y de 1 a 8% de hidrogeno.
II.4.2 EXTRACCIÓN
Para la extracción del gas se realizan en primer lugar las actividades de exploración, que son el conjunto de tareas de campo y de oficina cuyo objetivo consiste en descubrir mayores reservas y evaluar las posibilidades petrolíferas de nuevas regiones.
Con base a los descubrimientos logrados por los trabajos de exploración, empiezan las actividades de explotación que desarrollan los campos petroleros, tomando en cuenta aspectos tales como la dimensión de la estructura, espesor del estrato productor, posibilidades de producción y análisis económicos de la cantidad de equipos de perforación necesarios, entre otros.
Finalmente, el pozo ya en producción se conecta a la tubería de descarga para conducir el hidrocarburo a la tubería de separación que segrega el aceite del gas y estos continúan su curso por ductos diferentes.
En la mayoría de estos yacimientos existen cantidades variables de gas, ya sea en solución con el petróleo o en una capa gaseosa encima del mismo.
En sus orígenes el gas natural era considerado como un subproducto no deseado de la explotación petrolera en la medida en que en la mayoría de los yacimientos se encontraba asociado al crudo extraído, lo que algunas veces generaba peligrosas condiciones para las actividades de perforación y de producción. Sin embargo, el gas que se encuentra en una capa por encima del petróleo raras veces se le produce hasta después de extraer el petróleo, si se extrajese antes, se reduciría el factor de recuperación del petróleo.
En algunas estructuras solo existe gas natural. Este es el llamado gas natural no asociado y su origen corresponde a algunos de los siguientes mecanismos:
a. Degradación bioquímica de la materia orgánica en rocas sedimentarias poco profundas y de edades geológicas relativamente recientes, en cuyo caso, como en el gas de los pantanos (metano), la composición es casi exclusivamente bióxido de carbono y metano.
b. Degradación química de residuos en rocas profundas y antiguas.
El gas natural denominado asociado, a las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, los líquidos se encuentran saturados de gases, que se desprenden durante el proceso de extracción. En este tipo de gas, el contenido de etano es generalmente mas alto que en los gases no asociados, y contiene también cantidades importantes de propano y butano, así mismo tiene hidrocarburos mas pesados, por lo que suele ser una fuente importante de gas licuado y gasolinas.
II.4.3 GAS NATURAL SECO
Cuando el gas natural está constituido casi totalmente de metano, con pequeñas cantidades de etano y otros hidrocarburos parafínicos, se le llama gas seco.
II.4.4 GAS NATURAL HUMEDO
Cuando el gas natural contiene mayor proporción de hidrocarburos más pesados, se le llama gas húmedo. Estos hidrocarburos más pesados son los que se suelen separar por destilación fraccionada para obtener gasolinas naturales o rectificadas, con excelentes propiedades como agentes de mezclas en la preparación de combustibles de motores.
II.4.4.1 OTROS TIPOS DE GASES
1. Gas grisú: Gas metano (CH4) de las minas de carbón, donde suele ocasionar explosiones por falta de medidas de seguridad.
2. Gas de los pantanos: Gas metano de los lugares pantanosos. No aprovechable.
3. Gas de agua: Mezcla de monóxido de carbono (CO) y de hidrogeno (H2) obtenido industrialmente por la acción del vapor de agua a través de una capa de hulla o coque incandescente a la temperatura de 1,000 a 1,200 ºC.
Se utiliza como combustible domestico e industrial.
Reacción química:
2
2O CO H
H C
coque vapor gas de agua
Cuando el coque se quema mezclado con petróleo combustible, los hidrocarburos que resultan de la descomposición de este derivado de petróleo, en el estado de gas se mezclan con el gas de agua obteniéndose gas de agua hidrocarburado; con mayor poder calorífico. Utilizado, también, como combustible domestico e industrial.
4. Gas licuado de petróleo: Combustible de alto poder calorífico, que resulta de la mezcla de los hidrocarburos propano y butano obtenidos en los procesos de refinación del petróleo crudo. La denominación de gas licuado de petróleo (GLP) alude al hecho de que para su fácil conducción por tuberías y en esferas, se comprima a muy grandes presiónes para licuarlo. Se utiliza como combustible domestico e industrial.
CAPITULO III
PROCESAMIENTO Y TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL Y GASES DE REFINACION
III.1 SELECTIVIDAD DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS
Gran parte de la energía que se utiliza proviene del petróleo crudo y los gases (hidrocarburos líquidos y gaseosos) por esto es importante conocer sus propiedades físicas y químicas.
En base a la diversidad de componentes existentes en el petróleo crudo y los gases tanto naturales como de refinería, se puede establecer una selectividad que permita el uso eficiente de los combustibles de acuerdo a las necesidades regionales, nacionales o internacionales así como en función del porcentaje de cada uno de los componentes existentes en una fracción del petróleo crudo ó en una mezcla gaseosa.
Aprovechando el avance y el desarrollo tecnológico, en el procesamiento del petróleo crudo, se puede tener un alto grado de selectividad de estos combustibles utilizando su caracterización basada en propiedades físicas como; masa molecular media (Mm); densidad relativa (dr), temperatura media volumétrica (Tmv), temperatura inicial de ebullición (TIE), temperatura final de ebullición (TFE) y viscosidad cinemática (v). También pueden seleccionarse los combustibles líquidos, en base a las propiedades químicas (el factor de caracterización, Kuop) ó métodos químicos de caracterización y análisis mas especializados como puede ser la cromatografía de gases.
De ahí que conocer las propiedades físicas y químicas de las fracciones del petróleo crudo, resulta de gran importancia en la selectividad, ya que cada componente, tiene aplicaciones diversas en la industria petroquímica, así como en los procesos de combustión.
Fracciones provenientes del crudo
III.1.1 GASES GASES NATURALES
Los gases naturales provenientes de diferentes yacimientos del globo terrestre tienen una gran variación en su composición porcentual, por componente:
No. Componente Composición % volumen
1 CO2 0 30.0
2 H2S 0 18.0
3 CH4 2.8 99.0
4 C2H6 3.0 21.0
5 C3H6 1.5 3.0
Gases de extracción
Gases naturales
Gases de sonda
Hidrocarburos gaseosos saturados del C1 hasta C4 y algunas veces iC5, H2S, CO2 y raras veces He.
Gasesde refinería
Gases de la destilación primaria del petróleo crudo.
Gases de la estabilización de naftas y gasolinas.
Gases resultantes de procesos térmicos y catalíticos.
Hidrocarburos gaseosos saturados C1-C4 e iC4
isopentano.
Hidrocarburos gaseosos saturados y también olefinicos así como H2S y R-SH
Petróleo crudo y fracciones resultantes del proceso
Fracción liquida
-Naftas -Gasolina de destilación primaria y diferentes procesos termo catalíticos
-Turbosinas -Kerosinas -Diesel
-nC5H12:i C5H12
-ciclohexano:
metilciclohexano -BTX: Etilbenceno -extracción de aromáticos
-Fracciones parafinicas para sulfocloraciòn.
-Fracciones aromáticas para desalquilaciòn.
-Extracción de ácidos naftenicos.
No. Componente Composición % volumen
6 nC4H10 --- ---
7 iC4H10 0 45
8 nC5H12 0 55
9 iC5H12 --- ---
Tabla 4 — Composición porcentual de los componentes del gas natural
Los primeros dos componentes con mayor contenido porcentual se encuentran en Walden y Wyoming USA.
El componente tres con alto contenido porcentual se encuentra en Sarmasel, Rumania y Pechelbronn, Francia.
El componente cuatro se localiza en la mayoría de los yacimientos de gas natural y contiene una variación del 3 al 5%; pero el alto contenido porcentual de 21% lo contienen los yacimientos de Gorki, Rusia.
El componente cinco también se encuentra en la proporción establecida en la mayoría de todos los yacimientos.
Los componentes 6, 7, 8 y 9 en algunos yacimientos como en Grozni, Rusia, ocupan hasta un 45% y en casos como los yacimientos de Irán hasta el 55%. En la mayoría de los yacimientos estos porcentajes son más bajos.
El propano, butano, n-pentano e isopentano, separados de los gases naturales, pueden ser utilizados como materia prima en la industria petroquímica.
GASES DE SONDA
(Gas asociado).- La composición de los gases de sonda separados en la extracción del petróleo crudo varía, de acuerdo a las condiciones de operación, una parte considerable la forman los hidrocarburos licuables (C3H8 y C4H10), así como los hidrocarburos líquidos (C5H12,……, C8H18); de estos últimos se pueden obtener de 1m3 de gas de sonda húmedo, hasta 250 gr. de gasolina bruta o gasolina no estabilizada.
Los gases de sonda tienen una gran cantidad de hidrocarburos, del metano (CH4) hasta el hexano (C6H14), mucho más alta que los gases naturales, lo que permite tener diferentes alternativas en el uso de la industria automotriz y petroquímica.
Los gases de sonda contienen también una cantidad considerable de humedad ya que en los yacimientos, el petróleo crudo esta en contacto con el agua. Por el origen y formación del petróleo crudo, los gases de salida pueden contener cantidades considerables de ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2).
Por estas razones los gases de sonda, son evaluados después de los procesos de secado y endulzamiento.
Es importante mencionar que una parte de los componentes de gases de sonda como son el propano, normal butano e isobutano, se quedan en las gasolinas, en porcentajes que pueden ser de 0 hasta un 20% de volumen.
GASES DE REFINERIA
La mayoría de este tipo de gases proviene de la estabilización del petróleo crudo, naftas y gasolinas, así como los gases resultantes de los procesos de destilación atmosférica, y al vacío del petróleo crudo.
Otro porcentaje considerable de los gases de refinería se forman por lo procesos de craqueo térmico y catalítico
La composición de los gases resultantes en la estabilización de las gasolinas, está en función del modo de generación y finalidad del proceso.
Obtención de gasolinas de alto octanaje
Obtención de gases fácilmente licuables
Obtención de gases netamente combustibles
El contenido porcentual de gases disueltos en el petróleo crudo varía mucho, de acuerdo a las condiciones existentes en el proceso de extracción, transporte y almacenamiento. En el proceso de destilación atmosférica los gases como el propano y el butano se encuentran en una proporción de 0.2 a 1.4 % Vol.
Acompañan al petróleo crudo en su procesamiento, apareciendo después del proceso de destilación como gases de refinería.
En la destilación secundaria o al vacío aparecen los gases de refinería, pero aquí se forman por las condiciones de operación.
En los procesos de craqueo catalítico y térmico deben analizarse las condiciones de operación, la naturaleza de la materia prima y las características particulares de la instalación. Por esto si el proceso esta dirigido hacia la pirolisis, la cantidad de gases será elevada.
Si el proceso esta dirigido hacia la obtención de combustibles líquidos, la cantidad de gases formados disminuyen notablemente.
III.2 EXTRACCION Y PROCESO DEL GAS NATURAL III.2.1 EXTRACCION Y PRODUCCION DEL GAS NATURAL
Durante el 2004 la extracción del gas natural alcanzó un nivel de 4573 mmpcd, volumen 1.7% mayor con relación a lo obtenido en el año 2005. Dicho nivel de
producción, y el obtenido el año previo, confirman el rompimiento de la trayectoria a la baja que había mostrado este indicador desde 1998. Este comportamiento fue resultado del crecimiento conjunto en la producción total de gas no asociado de la regiones norte y sur, que creció 5.7% en el 2003, mientras que durante el 2004 aumento en 13.3%.
El aumento proviene principalmente de una mayor extracción de gas no asociado, al pasar de un promedio principalmente de 1379 mmpcd en el 2003 a 1563 mmpcd en el 2004. En diciembre de 2004 Pemex Exploración y Producción (PEP) alcanzó el máximo histórico de producción de gas natural no asociado al ubicarse en 1641 mmpcd, este volumen fue 9.9% mayor que el obtenido en diciembre de 2003. Sin duda el desarrollo de la cuenca de Burgos ha significado el mayor impulso para incrementar la producción del gas no asociado en México, solo en el 2004 el promedio anual de producción del activo represento el 70% de la producción de Gas no Asociado. Cabe señalar, que el activo Burgos alcanzó un máximo histórico en septiembre de 2004 cuando produjo 1114.8 mmpcd (véase Figura 11).
Figura 11 — Producción nacional de gas no asociado, 1994-2004 (Millones de pies cúbicos diarios)
Las regiones norte y sur continúan siendo las principales abastecedoras de gas natural. En el 2004 la región norte contribuyo con 1528 mmpcd equivalentes a 33.4% de la producción total, de los cuales 1095 mmpcd provinieron del activo Burgos. La región marina noreste aporto 947 mmpcd, y la región marina suroeste 603 mmpcd, volúmenes que representaron 20.7% y 13.2% del total nacional, respectivamente. Por su parte, la región sur participó con 32.7% al producir 1495 mmpcd (véase Figura 12).
Fuente: Sener, con base en PEMEX
Figura 12 — Extracción del gas natural por región, 2004 (Millones de pies cúbicos diarios)
Durante el 2004 se terminaron 624 pozos de desarrollo en Pemex Exploración y Producción, 119 mas que en el 2003, cantidad que significo un máximo histórico para un año en la industria petrolera mexicana. De estos pozos de desarrollo terminados, 581 resultaron productores; 168 de crudo y gas asociado y 413 de gas seco y condensado.
Como se mencionó, las producción de gas natural no asociado ha cobrado mayor importancia en los últimos años, ya que su participación en la producción total se ha incrementado a una tasa promedio anual de 11.7% en el periodo 1994-2004.
Mientras que en 1994 el gas no asociado participaba con 14.3% de la producción de gas, en el ultimo año lo hizo con 34.2%. En tanto, la producción de gas asociado de 2004 fue la mas baja de la ultima década y represento 65.8% del total del gas natural extraído en el 2005.
Región 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca Extracción
total 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,448 4,573 2.4 Sur 1,807 1,832 1,990 2,046 2,067 1,997 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 -1.9 Marinas 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,530 1,452 1,521 1,550 1.5
Región 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca Norte 479 548 643 773 1,038 1,224 1,265 1,238 1,268 1,347 1,528 12.3
Tabla 5 — Extracción de gas natural por región, 1994-2004 (Millones de pies cúbicos diarios)
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Tmca Total 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 2.4
Gas
asociado 3,108 3,154 3,479 3,631 3,704 3,526 3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 -0.3 Sur 1,641 1,649 1,788 1,854 1,888 1,839 1,709 1,597 1,559 1,487 1,340 -2.0 Marinas 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,529 1,452 1,521 1,550 1.5
Norte 128 126 128 128 130 117 114 113 107 111 120 -0.6
Gas no
asociado 517 605 717 837 1,087 1,265 1,299 1,272 1,305 1,379 1,563 11.7
Sur 166 183 202 192 179 158 148 146 145 143 155 -0.7
Marinas - - - - - - - - - - - -
Norte 351 422 515 645 908 1,107 1,151 1,125 1,161 1,236 1,408 14.9
Nota: Los totales puede no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Memoria de Labores e Informe Estadístico de Labores, Pemex, varios años.
Tabla 6 — Extracción de gas natural por tipo y región, 1994-2004 (Millones de pies cúbicos diarios)
La producción total de gas asociado mostró una disminución de 3.5% para el 2004, como resultado de una menor producción en la región sur de 147 mmpcd con respecto al año 2003, que no pudo ser compensada por el aumento en la producción de las regiones marinas y norte. Si bien la producción de crudo creció 0.4% en el último año, el crudo pesado, que posee menores porciones de gas natural recuperable que cualquier crudo mas ligero, sostuvo dicho crecimiento, aunado a la declinación productiva de pozos de aceite ligero, y a que la extracción de crudo superligero permaneció prácticamente constante. De este modo, la región sur que abastece 83% del crudo superligero, observo una caída de 16.4% en su producción de crudo superligero ocasionando un decremento de 9.8% en la obtención del gas asociado de la región. (Figura 13).