Gas Natural

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Publicado por t800 01/03/2009 @ 09:41

Tags : gas natural, eléctricas gas y agua, economía

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Plantas de procesamiento del gas natural

El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que removerlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.

Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso. Efectos Fisiológicos de la Concentración de H2S en el Aire(1).

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas.

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para remover H2S, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulación en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reacción estequiométrica para remover una mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la práctica se usa alrededor de 0.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEA es estable químicamente y aunque la rata de reacción con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorción de hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados.

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y recuperar la MEA.

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para remover COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se puede descomponer en la regeneración.

La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para remover H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a remover, y del 20-30 o más para la DEA; tales concentraciones están dadas por peso. La estequiometría de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para remover la misma cantidad de gas ácido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede remover hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden remover hasta 0.40 por problemas de corrosión; el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA. Mientras mayor sea la relación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el gas que puede remover la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosión.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y desulfurización simultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultáneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a remover es baja.

La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solución rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora. La solución rica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solución pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.

En el regenerador la solución rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separación de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salió en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía, recircula, a la torre de regeneración. En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solución de la torre haciéndola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresándola nuevamente a la torre.

Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.

En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobre que sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se envía al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periódicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Además los tamaños del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.

La ecuación supone que las propiedades de la solución se mantienen constantes y que se remueve todo el gas ácido; en caso de no removerse todo el gas ácido Yag se debe corregir por la cantidad que se acepta en el gas endulzado.

Tabla 20 -. Guías Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas.

Nuevamente se supone que se remueve todo el gas ácido y de no ser así se debe aplicar el correctivo mencionado antes.

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas. Una vez que se han realizado los cálculos básicos del proceso se puede proceder a determinar el tamaño de los equipos. El diámetro de la contactora se basa en la presión de operación y la cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseño específico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia entre el 10 y el 20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre sí unas 24 pulgadas.

La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

Desventajas del Selexol.

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.

En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Absorción con Agua.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano ( dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

Ventajas del Sulfinol.

Desventajas del Sulfinol.

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.

La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y costosa; además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas.

El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión. Generalmente, después de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.

Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la suspensión de óxido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reacción no produce SO2.

La Figura 69, muestra un esquema del proceso y una descripción un poco más detallada de la contactora. El gas proveniente de un separador gas-líquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido que no se pudo retirar en el separador Gas-líquido; al salir del despojador el gas está saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre esté subsaturado con tales componentes y así evitar que en la contactora el gas pueda llevar líquidos que afectarían el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior.

La figura 70 muestra un esquema de la contactora la cual por encima de la entrada de gas posee un bafle distribuidor de flujo cuya función es hacer que el gas se distribuya uniformemente por toda el área transversal de la contactora. Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad, sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de más del 90% y su función es servir como medio para que la lechada de óxido de hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. La torre además dispone de conexiones para inyección de químicos en caso de que sea necesario para mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el empaque.

La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de óxido de hierro en una proporción 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensión del óxido en el agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al tanque a través de boquillas mientras se agrega el óxido por la parte superior. Una vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de óxido de hierro en suspensión.

Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también se le retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensión ha perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la siguiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la contactora a través de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón de gas a 100 lpc., después de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torre y se inyecta la nueva suspensión que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se deberán tener dos contactoras.

Figura 69-. Equipo y Proceso del Endulzamiento con Lechada de Óxido de Hierro.

Figura 70-. Torre Contactora del Proceso de Endulzamiento con Lechada de Óxido de Hierro.

Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están disponibles en varios tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principal causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criógénicos.

La Figura 71 muestra el diagrama del proceso de endulzamiento con mallas moleculares. El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porción del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600°F o más, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta, éste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es quemado, generalmente.

Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.

Figura 73 -.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Adsorción con Mallas Moleculares.

Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de gas pero con contenidos bajos de contaminantes ácidos. Una innovación reciente del proceso con mallas moleculares permite la remoción selectiva de H2S en presencia de CO2.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizás el más, en el gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.

Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento, algunos procesos tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de recuperación de azufre.

La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas.

La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente; una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada habrá condensación y los siguientes problemas de formación de espumas.

La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el número de plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.

La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación. La disponibilidad del medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes. Además la temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 – 140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas.

La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más presión que si se va a incinerar.

Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorción física y los híbridos son más eficientes en este sentido que los de aminas.

La tabla 21 muestra la capacidad de remoción de algunos procesos, siempre y cuando el proceso sea aplicable y el diseño adecuado.

Los procesos con carbonato se usan básicamente para remover CO2 y son buenos para tratar gases agrios con contenidos altos, mayores del 20%, de gases ácidos pero generalmente requieren un paso adicional de tratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y llevar el contenido de gases ácidos a los niveles exigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con excepción de los de carbonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero no todos remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven el CO2, y el DIPA y los solventes físicos tienen grados de remoción variables dependiendo del contenido de CO2 y del diseño.

La tabla 22 muestra las características más importantes de operación de los principales procesos de endulzamiento.

Tabla 21 -. Capacidad de Remoción de Gases Ácidos de Algunos Procesos de Endulzamiento.

Tabla 22 -. Características de Algunos Procesos de Endulzamiento.

Cuando el gas a tratar posee cantidades apreciables de hidrocarburos pesados se deben eliminar los procesos con solventes físicos ya que estos procesos absorben muchos de estos hidrocarburos que se le deben remover al gas en el procesamiento ( fraccionamiento); además estos hidrocarburos pesados terminan en el gas ácido lo cual creará problemas en la unidad recuperadora de azufre. El DGA, el Sulfinol, el Stretford y las mallas moleculares solo pueden tratar corrientes de gas que posean contenidos intermedios de hidrocarburos pesados. La presencia de aromáticos como el benzeno complica aún más el problema. Los procesos con MEA, DEA, DIPA y carbonatos prácticamente no absorben hidrocarburos pesados. .. Solo los procesos con carbonato y con solventes físicos no pueden trabajar a presiones bajas pues su capacidad de absorción de gases ácidos depende de la presión parcial de estos. Todos los procesos con aminas tienen solventes que sufren algún grado de degradación y pueden requerir el uso de “reclaimer”. Como los procesos en lecho seco no tienen solvente con ellos no se presentan problemas de degradación; sin embargo en las mallas se pueden presentar problemas de sinterización y taponamiento lo cual hace que pierda su capacidad y eficiencia de remoción y sea necesario reemplazarlas; en el caso del hierro esponja aunque puede haber regeneración, por aspectos económicos y técnicos se recomienda reemplazarla.

El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del solvente es importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitación y turbulencia y debe haber espacio adecuado para la liberación del vapor.

Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos presentes en el gas de entrada; tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partículas de hasta 5 micrones.

La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero por las condiciones de corrosión, presión y temperatura a las que tienen que trabajar es muy común operaciones de reposición de piezas o partes por su estado de alteración por corrosión al cabo de tiempos de operación relativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreo del problema de corrosión.

Es una de las claves más importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de filtración. Los filtros remueven partículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosión.

Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo el promedio entre 20 y 25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la solución, pero se requiere mayor mantenimiento de los filtros. La caída de presión a través del filtro se toma como referencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro del filtro puede variar desde uno hasta micrones dependiendo de las características de las partículas a remover pero una selección de un filtro de 10 micras es típica y parece adecuada.

Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe reemplazar y esto representa una fracción apreciable de los costos de operación.

El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosión y contribuye a la formación de espumas.

Las pérdidas de solvente se pueden reducir usando ”reclaimers” y filtros, instalando despojadores a la salida de contactora y el regenerador, teniendo colchón de gas ( Gas Blanketing) en el almacenamiento del solvente y diseñando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300°F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 °F.

Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas – líquido y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequeña cantidad de inhibidor puede resolver el problema, pero una cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuando se observa una caída de presión alta en la contactora se debe realizar una inspección del antiespumante.

La formación de espumas se debe intentar controlar con el uso del “reclaimer” y filtración, el uso de inhibidores será un último recurso pues ellos solo controlan el problema no lo resuelven. Una causa de formación de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensación de hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solución pobre ( la que está entrando a la contactora) a una temperatura 10 0 15°F por encima de la temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden requerir diferencias aún mayores.

Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. Las soluciones de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 °F ( 280 °F para la DGA) y en promedio entre 230 y 240°F para prevenir la degradación térmica. Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presión del regenerador requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas más altas.

El diseño del rehervidor también involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la liberación del vapor. Los tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de líquido y se debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h.

La función del reclaimer es reversar las reacciones de degradación de las aminas destilando las aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay que remover periódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y 2% de la tasa de circulación del solvente y debe tener orificios de acceso para remover los residuos no regenerables. Algunos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de forma continua, algunos al vacío y otros a presiones ligeramente por encima de la presión atmosférica.

Esta es quizás la principal preocupación en la operación de una planta de endulzamiento y los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas de endulzamiento también sirven para controlar la corrosión. Una planta de aminas diseñada adecuadamente debe tener posibilidades de instalación de cupones que permitan monitorear el problema de corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solución del solvente para evitar problemas de espumas y degradación del solvente.

5.5 -. Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas(5) – (9).

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más económicos, menos costosos y más eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural, como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC) especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido en la remoción del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos costosos, más eficientes y más amistosos con el medio ambiente.

Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes, económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.

Una tecnología que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no hidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son más confiables que otros a base de solventes químicos y con altos costos de mantenimiento y dependen únicamente de la naturaleza del material de la membrana. Estas características hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.

El instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Instituto de Tecnología del Gas (IGT) ha efectuado evaluaciones de campo de unidades de procesamiento tipo membrana para construir una mejor comprensión de la economía de esta tecnología bajo varios escenarios de operación. Los resultados de estas pruebas soportan la evidencia de que las membranas forman un grupo importante de opciones de procesamiento de gas disponibles.

La tecnología de membrana está emergiendo rápidamente en la industria del petróleo para uso en el tratamiento de gases de producción. La filtración selectiva consiste en que una membrana polimérica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas natural cuando se somete a una presión diferencial.

En los procesos con membranas semipermeables ( permeation Process) el gas entra a un recipiente que posee dos zonas de presiones diferentes separadas por una membrana. El gas entra a la zona de presión más alta y selectivamente va perdiendo los componentes que se puedan permear a través de la membrana hacia la zona de menor presión. Se podrán permear los componentes que tengan afinidad por la membrana.

La membrana tiene una afinidad muy alta por el agua, el H2S y el CO2 y baja por hidrocarburos tal como lo muestra la parte superior de la figura 72. La parte inferior de la misma figura 72 muestra el proceso de filtración en la membrana: el gas entra al recipiente donde está instalada la membrana y queda por encima de ésta. Por debajo de la membrana se tiene una presión menor y por lo tanto el gas tratará de pasar pero sólo lo harán las moléculas que tienen afinidad por la membrana, o sea los contaminantes del gas, aunque también pasará algo de hidrocarburos dependiendo de la diferencia de presión a ambos lados de la membrana, el contenido de contaminantes y la permeabilidad de la membrana.

De todas maneras, la mayor parte de las moléculas de hidrocarburos no pasarán la membrana y saldrán del recipiente con un contenido más bajo de contaminantes. Si se logra que la membrana baje el contenido de contaminantes en el gas a valores tan bajos como los que se consiguen con los tratamientos convencionales para remover CO2, H2S y agua, estos podrán ser sustituidos por las membranas especialmente en plataformas de producción por disminución en peso y requerimientos de espacio de la instalación.

La figura 73 muestra un diagrama de una membrana tipo cartucho cuyo diseño y funcionamiento ha venido siendo estudiada en un proyecto de investigación en el instituto de Investigaciones del gas (GRI por sus iniciales en inglés). El sistema es una especie de tela enrollada y la tela consta de una lámina central impermeable cubierta por encima y por debajo de un paquete de tres láminas permeables a través de las cuales pueden pasar las moléculas que se quieren remover. La tela está enrollada alrededor de un tubo ranurado. El gas a tratar entra a una determinada presión por uno de los extremos del cilindro que forma la tela enrollada al hacerlo se desplazará por los anulares que forman dos vueltas consecutivas de la tela y las moléculas contaminantes se filtrarán a través de las láminas permeables de la tela hacia el centro de la sección transversal de la misma donde encontrarán la lámina impermeable y se irán a través de esta hacia el centro del cilindro donde está el tubo ranurado que se encuentra a una presión menor que la presión a la cual está entrando el gas a tratar. El gas residual, libre de las moléculas contaminantes continuará su trayectoria por los anulares hasta salir al otro extremo del cilindro. De esta manera es posible manejar mayores cantidades de gas que en una membrana plana porque se puede aumentar por un factor grande la superficie de contacto entre el gas y la membrana.

Con una membrana es difícil remover el H2S a los niveles exigidos para un gasoducto, pero se puede remover casi todo el CO2 y una fracción importante del H2S, el resto habrá que removerlo con otro proceso.

Cuando todos los componentes del gas tienen permeabilidades similares a través de la membrana, o cuando se requiere alta pureza del gas se deben usar membranas en serie o reciclar el gas.

Dependiendo de las propiedades del gas, una membrana diseñada para bajar el contenido de CO2 a los niveles exigidos por el gasoducto puede bajar también el contenido de agua a valores de 7 Lbs./MPCN pero algunas veces es necesario complementar la deshidratación con otro proceso para llevarla a los contenidos exigidos.

Cuando el gas se va a vender en fase gaseosa no es necesario bajar tanto el nivel de CO2 y si el contenido inicial de CO2 en el gas es bajo, por debajo de un 20%. aproximadamente, el endulzamiento usando membranas es más barato que el convencional y la diferencia en costos es mayor si se logran tener membranas con mayor selectividad. Para contenidos iniciales de CO2 entre 20 y 40%, no es recomendable usar membranas y para contenidos iniciales de CO2 por encima del 40%, nuevamente es más económico el uso de membranas y lo será más mientras mayor sea el contenido de CO2. En éste último caso el gas endulzado se tiene para entregarlo al gasoducto o para llevarlo a un proceso convencional para removerle totalmente el CO2 y poderlo licuar, y el CO2 removido, que de todas maneras ha arrastrado algo de gas, tiene una alta pureza y se puede utilizar en procesos de recuperación.

Remoción de agua. Para reducir el contenido de agua a los valores tradicionalmente aceptables en el gas natural se requieren membranas de mejor permeabilidad que las existentes actualmente, con costos menores que utilizando glicol; adicional a esto una planta de deshidratación con membranas pesaría 6 veces menos y ocuparía tres veces menos espacio que una planta de glicol, lo cual es importante en plataformas de producción.

Actualmente las membranas, que es una tecnología nueva, tienen su principal aplicación como una alternativa económica atractiva para remover CO2 en volúmenes pequeños de gas, hasta 10MPCN/D, pero la tendencia es hacerla aplicable para remover H2S, CO2 y agua para usarla en plataformas de producción.

Finalmente, las membranas también pueden usarse en sistemas híbridos en los cuales se usa en forma combinada con equipos de uso tradicional en el procesamiento del gas; este es el caso de las membranas gas - líquido usadas en la remoción de CO2 en donde la membrana se usa para remover parte del CO2 del gas que entra a endulzamiento, antes de que entre a hacer contacto con la solución de aminas en la contactora, y luego se usa para remover parte del CO2 de la solución de aminas que va a regeneración, antes de entrar a la torre regeneradora.

Durante los últimos años, ha crecido apreciablemente el uso de membranas como tecnología en el tratamiento del gas natural. Las razones son claras: Procesos simples( sin partes móviles, operación de unidades simples); más baratas que las unidades de aminas sobre el mismo rango de tamaños pequeños; compactas, de poco peso y montadas en plataformas que se pueden transportar o mover fácilmente. La exitosa aplicación de la tecnología de membranas permitirá traer más gas natural a los consumidores a menor precio y explotar yacimientos pequeños de gas o de difícil acceso que por los bajos volúmenes o las dificultades para llegar a ellos los hacía demasiado costosos y no viables económicamente. La tecnología está alcanzando madurez y nuevos desarrollos aumentarán las ventajas de costos para la comunidad. Se están desarrollando nuevos materiales para las membranas que aumentarán estos beneficios de reducción de costos, especialmente en lo relativo a la selectividad para reducir el arrastre de hidrocarburos en los contaminantes removidos.. Además las membranas podrían realizar simultáneamente los procesos de deshidratación y endulzamiento.

Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración, lo cual implica el uso de equipos múltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; además en los procesos de regeneración se presenta la formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final incrementa aún más los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de químicos barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.

El GRI está patrocinando un programa de evaluación de tecnologías de barrido de H2S como parte de un programa global de remoción y recuperación de azufre. Uno de los objetivos fundamentales de este trabajo es desarrollar un conocimiento más sólido de los fundamentos de barrido con inyección directa ( inyectando barredores químicos directamente a la tubería).

En el área del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los químicos directamente a la tubería. Esta aproximación de inyección directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con éxito, siendo los principales problemas obtener resultados de remoción aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.

Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover bajas concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los procesos convencionales de endulzamiento con aminas no son métodos económicos de tratamiento especialmente cuando no se requiere la remoción de CO2. Históricamente, la industria de producción de gas ha usado procesos de barrido de H2S no regenerativos En estos procesos un agente barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los productos de la reacción se separan del gas tratado y se desechan.

Los agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se aplican generalmente a través de uno de los siguientes métodos:1) Aplicación por intervalos de tiempo del agente secuestrante líquido en una torre contactora “sparged”; 2) aplicación por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes sólidos en una contactora de lecho fijo.; 3) inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. Estudios de campo han demostrado que el desempeño de los sistemas con inyección directa de barredores es más difícil de predecir que los sistemas basados en torres contactoras porque la fundamentación teórica asociada con su comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parámetros de aplicación, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla líquido – gas y tiempo de contacto varían ampliamente de un sitio a otro. Como resultado la remoción de H2S, el uso de químico y los costos del mismo son bastantes específicos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.

La tabla 23 muestra las propiedades físicas de NFM.

El caso más sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus componentes recuperables en forma de líquidos del gas natural (NGL) y luego esta mezcla líquida separarla en LPG y NGL. Cuando del proceso se obtiene con un alto grado de pureza C2, C3 y C4 se conoce como fraccionamiento.

Se habla básicamente de tres métodos de procesamiento del gas natural: Absorción, Refrigeración y Criogénico. El primero es el más antiguo y el menos usado actualmente; consiste en poner en contacto el gas con un aceite, conocido como aceite pobre, el cual remueve los componentes desde el C2 en adelante; este aceite luego se separa de tales componentes. El método de refrigeración es el más usado y separa los componentes de interés en el gas natural aplicando un enfriamiento moderado; es más eficiente que el método de absorción para separar del C3 en adelante. El proceso criogénico es el más eficiente de los tres, realiza un enfriamiento criogénico (a temperaturas muy bajas, menores de -100°F) y se aplica a gases donde el contenido de intermedios no es muy alto pero requiere un gas residual que sea básicamente metano.

La figura 78 muestra el esquema del proceso de absorción en el cual el gas se pone en contacto en contracorriente con un aceite liviano a través de una torre absorbedora. El contacto en la torre puede ser a través de platos o de un empaque. El gas debe entrar a la torre frío para que se presente una mejor remoción de los componentes de interés. El aceite usado para hacer la remoción entra a la torre por la parte superior y se conoce como aceite pobre; cuando sale de la torre, por la parte inferior, lleva los componentes removidos al gas y se conoce como aceite rico. El gas que sale de la torre absorbedora es básicamente metano y se conoce como gas residual. El aceite rico que sale de la absorbedora pasa a una columna de estabilización que en este caso, libera al aceite rico del etano y el metano que no pudo salir en la absorbedora; en este caso no se pretende obtener etano. Cuando se necesita etano, el aceite rico pasa a una desmetanizadora y el fluido que sale de esta pasa a una desetanizadora. El reflujo en la desentanizadora es para mejorar la separación de metano y etano.

ASTM D-1837-81 ASTM D-2163-82 ASTM D 2163-82 Res. Mat. Org.: Res. al Evap.100 ml.

El líquido que sale de la desetanizadora pasa a otra columna estabilizadora conocida como fraccionadora, en la cual el propano, butano y componentes más pesados removidos al gas en la absorbedora son separados del aceite de absorción y salen como vapores por el tope de la columna, y el líquido, que es básicamente el aceite pobre, sale por la parte inferior y se recircula a la absorbedora para continuar con el proceso.

Los gases que salen de la fraccionadora se condensan y parte de este condensado que se utiliza como reflujo para mejorar la eficiencia de la fraccionadora y el resto irá para almacenamiento de productos, en caso de que no se desee hacer separación de LPG y gasolina natural, o para fraccionamiento en caso contrario.

Tanto en la desetanizadora como en la fraccionadora hay calentamiento en la parte inferior para mejorar el proceso de estabilización o remoción de etano y metano en la primera y propano y componentes más pesados en la segunda. El calentamiento en el fondo de la fraccionadora debe ser tal que la temperatura allí esté próxima al punto de ebullición del aceite pobre, para garantizar una remoción total del propano y componentes más pesados que este aceite removió del gas y además que el aceite pobre quede puro para recircularlo a la torre absorbedora.

Figura 78-. Diagrama del procesamiento del Gas por Absorción.

Esta plantas de tratamiento por absorción, no son muy usadas porque son difíciles de operar y controlar su eficiencia; además el aceite pobre se contamina y pierde su eficiencia para remover los hidrocarburos intermedios del gas natural. Los recobros típicos en este tipo de planta son C3  80%; C4  90%; C5+  98%.

En este caso la mezcla gaseosa se enfría a una temperatura tal que se puedan condensar las fracciones de LPG y NGL. Los refrigerantes más usados en este caso son freón o propano. La figura 79 muestra un esquema de este proceso.

El gas inicialmente se hace pasar por un separador para removerle el agua y los hidrocarburos líquidos. Al salir el gas del separador se le agrega glicol o algún inhibidor de hidratos para evitar que estos se formen durante el enfriamiento. Luego el gas pasa por un intercambiador donde se somete a pre-enfriamiento antes de entrar al Chiller donde le aplica el enfriamiento definitivo para llevarlo hasta aproximadamente -15°F.

Del Chiller el gas pasa a un separador de baja temperatura donde habrá remoción del glicol y el agua, y los hidrocarburos, como mezcla bifásica, pasan a una torre de fraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocarburos livianos, C1 básicamente, en forma gaseosa como gas residual que sale por la parte superior; los hidrocarburos intermedios C2, C3, C4 y C5+ salen por la parte inferior hacia almacenamiento si no se va hacer separación de, al menos, LPG y NGL, o hacia fracionamiento si es lo contrario.

Parte de los gases que tratan de salir de la torre fraccionadora son condensados y reciclados para reducir el arrastre de hidrocarburos intermedios en el gas.

El calentamiento en el fondo de la torre se hace para evaporar el metano y el etano; reduciendo la presión y aumentando la temperatura se puede conseguir una mejor separación del metano y el etano de la fase líquida.

Los niveles típicos de remoción de C3, C4, C5+ por este proceso son: C3  85%; C4  94%; C5+  98%. Es posible recuperar pequeños porcentajes de C2 en este tipo de plantas, pero está limitado por el hecho de que no es posible, con las refrigerantes actuales, bajar la temperatura del gas antes de entrar a la absorbedora a valores por debajo de -40°F aproximadamente.

La mayoría de las plantas usan freon como refrigerante y limitan la temperatura del gas de entrada a -20°F, porque a temperaturas por debajo de este límite las propiedades mecánicas del acero de las tuberías se ven afectadas.

Se caracterizan porque el gas se enfría a temperaturas de -100 a -150°F (Temperaturas Criogénicas); en este caso se requiere que el gas después de la deshidratación tenga un contenido de agua de unas pocas ppm, además se necesita que el gas se pueda despresurizar para poderlo enfriar. Las plantas criogénicas son la de mayor rendimiento en líquidos recobrados, son más fáciles de operar y más compactas aunque un poco más costosas que las de refrigeración (1). La selección de una planta criogénica se recomienda cuando se presenta una o más de las siguientes condiciones (4).

Como el gas se somete a caída de presión, el gas residual debe ser recomprimido y por esta razón la expansión del gas, en lugar de hacerse a través de una válvula, se hace a través de un turbo expander para aprovechar parte de la energía liberada en la expansión.

La figura 80, es el esquema de un proceso criogénico para remoción de líquidos de un gas.

El gas inicialmente se hace pasar por un separador de alta presión para removerle los líquidos (agua y condensados). Luego se pasa por una unidad de deshidratación para bajarle el contenido de agua a valores de ppm; por esto la unidad de deshidratación debe ser de adsorción y el disecante del tipo mallas moleculares.

De la unidad de deshidratación el gas intercambia calor con el gas que sale de las desmetanizadora a aproximadamente -150°F y luego pasa a un separador de baja temperatura. De este separador el líquido y el gas salen aproximadamente a -90°F y el líquido entra a la desmetanizadora por un punto donde la temperatura de esta sea aproximadamente -90°F. El gas que sale de este separador pasa por el turbo expander donde la presión cae a unos 225 IPC y la temperatura cae a -150°F y a esas condiciones entra a la desmetanizadora.

En la desmetanizadora la temperatura varía desde uno 40°F en el fondo, donde hay una zona de calentamiento, y -150°F en el tope.

El gas que sale del tope a -150°F y 225 LPC intercambia calor con el gas que sale de la unidad de deshidratación y luego pasa a un compresor que es activado por el turbo expander, aprovechando parte de la energía cedida por la expansión del gas, y luego otro compresor termina de comprimir el gas para llevarlo a la presión requerida.

Como el gas se calienta por la compresión al salir del último compresor, parte de este gas se usa para mantener el fondo de la desmetanizadora a 40°F y el resto se hace pasar por un enfriador para llevarlo a la temperatura adecuada. Todo este es el gas residual, que en su composición es básicamente metano.

El líquido que sale de la desmetanizadora son los componentes pesados del gas y se envía a almacenamiento, o a fraccionamiento para obtener C2, C3 y C4 (o LPG) y NGL.

En una planta criogénica los rendimientos en componentes recuperados son: C2 > 60%, C3 > 90% y C4+  100%.

El gas de la tabla 3 se somete a endulzamiento, deshidratación y procesamiento por refrigeración, donde se le remueve el 85% de C3, el 94% de C4 y el 98% de C5+, para llevarlo a los requisitos de calidad exigidos. Encontrar la composición del gas residual que sale de la fraccionadora en los procesamientos.

El peso molecular de este gas es 17.87 y su gravedad específica 0.62.

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Proceso del gas natural licuado

El Proceso del Gas natural licuado es el mecanismo por el cual se extrae, licúa y distribuye el Gas natural licuado.

Según la revista "World Oil", para el año ], las reservas probadas a nivel mundial eran de 5.919 trillones de pies cúbicos (Tpc), un aumento del 8,4% con respecto al 2000. La mayoría de este gas está situado bastante lejos del mercado en países que no necesitan grandes cantidades de energía.

Los países líderes productores de gas natural que comercializan gas natural licuado a los mercados mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Muchos países juegan pequeños pero importantes roles como productores de gas natural y exportadores de gas natural licuado, tales como Australia, Nigeria, y Trinidad y Tobago. Países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo potencial en el mercado mundial de GNL. Países como Arabia Saudita, Egipto e Irán, los cuales tiene grandes reserves de gas natural también podrían participar como exportadores de GNL.

El gas alimentado a la planta de licuefacción viene de los campos de producción. Los contaminantes que se encuentran en el gas natural se extraen para evitar que se congelen y dañen el equipo cuando el gas es enfriado a la temperatura del LNG (-161ºC) y para cumplir con las especificaciones técnicas del gasoducto en el punto de entrega.

El proceso de licuefacción puede ser diseñado para purificar el GNL a casi 100 por 100 metano.

El proceso de licuefacción consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el uso de refrigerantes. La planta de licuefacción puede consistir en varias unidades paralelas (trenes). El gas natural es licuado a una temperatura aproximada de –161ºC. Al licuar el gas, su volumen es reducido por un factor de 600, lo que quiere decir que el GNL a la temperatura de -161ºC, utiliza 1/600 del espacio requerido por una cantidad comparable de gas a temperatura ambiente y presión atmosférica.

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Gas natural

Producción de gas natural según país.

El gas natural es una fuente de energia no renovable formada por una mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, no-asociado (solo), disuelto o asociado con (acompañando al) petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West Sole en el Mar del Norte), y suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano, propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados. Como ejemplo de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ) que contiene hasta 49% de CO2. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural.

Puede obtenerse también con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras, vegetales - gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de alpechines, etc.). El gas obtenido así se llama biogás.

El gas natural debe ser licuado para favorecer su transpote mediante gaseoductos posteriormente se tiene que volver a pasar a estado gaseoso y debe ser procesado para su uso comercial o doméstico. Algunos de los gases que forman parte del gas natural extraído se separan de la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de ebullición. Si el gas fuese criogénicamente licuado para su almacenamiento, el dióxido de carbono (CO2) solidificaría interfiriendo con el proceso criogénico. El CO2 puede ser determinado por los procedimientos ASTM D 1137 o ASTM D 1945. El propano, butano e hidrocarburos más pesados en comparación con el gas natural son extraídos, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustión del gas natural. El vapor de agua también se elimina por estos motivos y porque a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de metano que pueden obstruir los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados hasta niveles muy bajos para evitar corrosión y olores perniciosos, así como para reducir las emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida. La detección y la medición de H2S se puede realizar con los métodos ASTM D2385 o ASTM D 2725. Para uso doméstico, al igual que al butano, se le añaden trazas de compuestos de la familia de los mercaptano entre ellos el metil-mercaptano, para que sea fácil detectar una fuga de gas y evitar su ignición espontánea.

La combustión del gas natural, al ser un combustible fósil, produce un aporte neto de CO2 a la atmósfera. Esto le diferencia de otros combustibles más sostenibles como la biomasa, donde la tasa de carbono orgánico producido por unidad de carbono inorgánico emitido durante su combustión es casi igual a uno. Sin embargo, el gas natural produce mucho menos CO2 que otros combustibles como los derivados del petróleo, y sobre todo el carbón. Además es un combustible que se quema más limpia y eficazmente.

La razón por la cual produce poco CO2 es que el principal componente, metano, contiene cuatro átomos de hidrógeno y uno de carbono.

Como ventaja añadida es un combustible más versátil, que puede utilizar en sistemas de generación más eficientes como el ciclo combinado o la pila de combustible y su obtención es más sencilla en comparación con otros combustibles. Sin embargo, su contenido energético por unidad de volumen es bajo en comparación con otros combustibles.

Se encuentra concentrado en las mismas bolsas y huecos subterráneos que el petróleo por lo que tarda también mucho tiempo en producirse.

El gas natural puede ser empleado para producir hidrógeno que se puede utilizar en los vehículos de hidrógeno.

1 Nm3 (Normál metro cúbico,metro cúbico en condiciones normales, 20ºC de temperatura y 1 atmósfera de presión) de gas natural produce aproximadamente 10,4 kWh.

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Gas Natural

Sede de Gas Natural en Avenida de América, Madrid.

La compañía tiene cerca de 10 millones de clientes y 6752 trabajadores, de los que algo más del 50% están en España. Los principales países en los que opera la compañía son España, México, Argentina, Colombia, Brasil, Italia, Puerto Rico y Marruecos.

Su sede social está en la ciudad de Barcelona (España). El nuevo edificio corporativo de la empresa se encuentra en el solar que ocupaba la antigua fábrica de gas de la ciudad en el barrio de la Barceloneta.

Su actual presidente es Salvador Gabarró Serra y su consejero-delegado Rafael Villaseca Marco.

Gas Natural SDG surge en 1991 como fruto de la reestructuración del sector gasístico español. Nace de la fusión de Catalana de Gas, Gas Madrid y de los activos de distribución de gas canalizado aportados por el grupo Repsol. Posteriormente la compañía adquiere Enagás, propietaria de las plantas de regasificación y de la red de transporte de las que actualmente Gas Natural conserva el 5%, porcentaje máximo de participación que permite la legislación española en le actualidad.

La Catalana de Gas fue una empresa que hunde sus raíces en 1843 cuando se fundó la Sociedad Catalana para el Alumbrado por Gas, dedicada en su origen al alumbrado público por gas en la ciudad de Barcelona. Fue la primera compañía que fabricó gas ciudad en España a partir de carbón y cotiza en Bolsa desde 1853. A principios del siglo XX reorientó parcialmente su negocio hacia el sector eléctrico pasando a ser llamada Catalana de Gas y Electricidad. En la década de 1960 se reorientó de nuevo hacia el sector gasístico abandonando el negocio de generación eléctrica, sustituyó el carbón por nafta en el proceso de fabricación de gas ciudad y comenzó su expansión fuera de Cataluña con la adquisición de la Compañía Española de Gas, que operaba en Cantabria, Murcia y la Comunidad Valenciana. También es a finales de la década de 1960 cuando comienza a llegar por primera vez gas natural a España procedente de Argelia. La implantación del gas natural a gran escala sustituyendo progresivamente al gas manufacturado o gas ciudad comenzaría en la década de 1980.

Gas Madrid, por su parte, tiene unos orígenes similares. En 1832 se construyó la primera fábrica de gas en Madrid, dedicado a la fabricación de gas para el alumbrado público. En 1846 nace la Sociedad Madrileña para el Alumbrado de Gas en Madrid. Sin embargo Gas Madrid, la compañía que participaría en la fusión de 1991, no se fundaría hasta 1922.

En 1992 comenzó la expansión internacional del Grupo Gas Natural con su entrada en el mercado argentino.

En 1996 entró en funcionamiento el gasoducto Magreb-Europa, que conecta la Península Ibérica con los yacimientos argelinos de gas natural de Hassi R'Mel. Este hito contribuyó a extender el uso y distribución de gas natural por toda España.

En 1997 Gas Natural entró en los mercados de Brasil, México y Colombia, afianzando su presencia en Latinoamérica.

Aprovechando la liberalización del sector eléctrico en España, Gas Natural entró en 2002 en el negocio de la generación de electricidad con la puesta en marcha de su primera planta de generación eléctrica de ciclo combinado en San Roque.

Gas Natural lleva varios años intentando afianzarse en el sector eléctrico mediante su fusión con una compañía eléctrica. En 2003 trató de fusionarse con Iberdrola, pero la operación no salió adelante. En agosto de 2005 lanzó una OPA hostil sobre Endesa, que no se completó con éxito, debido a la politización del asunto, y a la la contraopa de la alemana E-On. En agosto de 2008 compró el 45% que ACS tenía en Unión Fenosa.

Gas Natural traslada el 25 de enero de 2008 su sede central al número 1 de la Plaza del Gas en el barcelones barrio de la Barceloneta.

La compañía Gas Natural SDG es la empresa de cabecera de un amplio holding y también la encargada de los negocios tradicionales de distribución de gas natural en ciertas zonas de España.

Las actividades de las empresas del grupo se dividen en siete grandes áreas de negocio, derivadas de diferentes tipo de actividad e implantación geográfica.

Uno de los principales negocios de la compañía Gas Natural es la distribución y comercialización de gas natural a pequeños usuarios (hogares de particulares o comercios donde se utiliza como combustible en calderas de agua, calefacción o en la cocina), así como a usuarios industriales que utilizan el gas como combustible en sus procesos industriales (fábricas de cerámica, vidrio o industria agroalimentaria).

El gas natural ha sustituido a partir de la década de 1980 progresivamente al gas ciudad o gas manufacturado a partir de carbón o petróleo, que se fabricaba y distribuía con anterioridad en muchas ciudades españolas, entre ellas Madrid o Barcelona y que se utilizaba para las mismas funciones que actualmente tiene el gas natural. De hecho las empresas que convergieron en Gas Natural SDG se dedicaban con anterioridad a la fabricación y distribución de gas ciudad en Madrid y Barcelona y las redes de transporte de gas ciudad tendidas en dichas ciudades se adaptaron para la distribución de gas natural.

El mercado donde se originó la compañía y donde aún hoy en día tiene mayor implantación es el de España. Los clientes de distribución de gas en España son casi 5 millones (casi la mitad de los clientes que tiene la compañía).

En España la compañía Gas Natural SDG se dedica a la distribución y comercialización de gas natural en la región de Cataluña y la Comunidad de Madrid, las zonas en las que estaban implantadas las compañías Catalana de Gas y Gas Madrid que en 1991 se fusionaron dando origen a Gas Natural SDG. Entre ambas regiones Gas Natural SDG posee 3,2 millones de clientes. En Cataluña el 92% de la población tiene acceso al gas natural, siendo su implantación casi universal.

Fuera de Madrid y Cataluña, Gas Natural SDG opera a través de 10 compañías filiales de distribución en los que posee una participación total o mayoritaria en el capital.

Las regiones españolas en las que no opera Gas Natural, S.A. son Asturias, Extremadura, País Vasco, Aragón, Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla.

En 2006 se crea la Gas Natural Comercial SDG S.L., que engloba al personal comercial y de servicios del grupo a nivel doméstico, pequeño y gran comercial en la tarifas 3.1, 3.2, 3.3 y 3.4.

Es otra de las unidades de negocio de la compañía. La sociedad Gas Natural Internacional agrupa los activos del grupo en Latinoamérica. Fue iniciada en 1992 con la entrada de Gas Natural SDG en el mercado argentino. Actualmente Gas Natural es el principal operador de distribución de gas natural en Latinoamérica con 80.156 GWh vendidos en el primer semestre de 2005 y 4.625.000 clientes. Opera en cuatro países de la zona: Argentina, Brasil, Colombia y México.

Las dos primeras operan en la ciudad de Río de Janeiro y su área metropolitana y la tercera en el área sur del estado de Sao Paulo. Entre las tres suman cerca de 700.000 clientes.

Además de España y Latinoamérica, Gas Natural SDG se ha implantado en Italia. Desde 2002 comercializa gas natural a través de la empresa Gas Natural Vendita y desde enero de 2004 cuando compró el Grupo Brancatto también lo distribuye. Posteriormente ha adquirido los grupos Nettis y Smedigas y ha comenzado a extenderse por las regiones de Calabria y Sicilia.

En el primer semestre de 2005 vendió en Italia a través de sus filiales 1.734 GWh de gas y posee una cartera de 264.000 clientes.

Con la liberalización del mercado eléctrico español en 2002 Gas Natural se introdujo en el negocio de la generación de energía eléctrica y en la de su venta y distribución. En el primer semestre de 2005 generó el 3,8% de la energía eléctrica generada en España y tiene una cuota de mercado del 7,4% del mercado liberalizado de electricidad en España; con cerca de 400.000 clientes.

La sociedad encargada de gestionar las plantas de generación eléctrica del grupo es Gas Natural Electricidad, S.A.. Esta empresa opera tres centrales eléctricas de ciclo combinado que utilizan gas natural como combustible y que están situadas en San Roque (Cádiz) (400 MW), San Adrián de Besós (Barcelona) (400 MW) y Arrúbal (La Rioja) (800 MW). Entre las tres tienen una capacidad de 1600 MW. La compañía tiene actualmente otras dos plantas de ciclo combinado en construcción con una capacidad entre ambas de 2000 MW y está solicitando permisos para construir otras dos plantas que generen 1200 MW añadidos.

La empresa se dedicaba también al trading de energía electricidad; es decir a la compra-venta de electricidad en el mercado y era la encargada de aprovisionarse de electricidad para las empresas comercializadoras del grupo. Pero desde mediados de verano de 2006, Gas Natural está haciendo saber a sus clientes particulares, por carta, que no renovará los contratos y que la propia compañía les gestionará el cambio de distribuidora eléctrica -Endesa en Cataluña o Iberdrola en Madrid-. En una primera fase ya se desprendió de los clientes industriales (en agosto de 2006 solo le quedaban 271). El motivo aducido por Gas Natural es que en los 2 últimos años el coste de la electricidad en el mercado mayorista ha subido un 119% mientras que la tarifa regulada que fija el Gobierno ha crecido un 6,3%.

También pertenecen a este núcleo de negocio la empresa La Energía, S.A. desicada a instalaciones de cogeneración y las participaciones del grupo en generación eléctrica mediante energía eólica con las empresas Sinia XXI y Dersa que operan 600 MW de generación eléctrica y tienen otros 1200 MW en desarrollo mediante parques eólicos en 9 comunidades autónomas españolas.

Gas Natural adquirió recientemente de la francesa EDF cuatro centrales de ciclo combinado y en asociación de la anterior con la japonesa Mitsubishi una planta adicional.

La compra incluyó un gasoducto de 54km que conecta con la frontera entre México y Estados Unidos de Norteamérca, así como la compañía de servicios y apoyo a los ciclos combinados denominada Compañía Mexicana de Gerencia y Operación, S.A. de C.V. que se ubica en la Ciudad de México.

En su conjunto las cinco centrales de ciclo combinado suman una potencia instalada de 2.233MW convirtiéndose así en el segundo productor eléctrico privado del país sólo atrás de la también española Iberdrola y por delante de Unión Fenosa de igual origen.

Los activos adquiridos Central Anahuac, Central Lomas de Real, Central Valle Hermoso se ubican en el Municipio de Valle Hermoso, Tamaulipas, en la frontera norte del país; Central Electricidad Águila Altamira en el Municipio de Altamira en el mismo Estado y Central Saltillo en el Municipio de Ramos Arizpe en el Estado de Coahuila.

Gas Natural SDG posee desde 2003 el 47,5% de la compañía portorriqueña EcoEléctrica, que genera el 15% de la energía generada en Puerto Rico. EcoEléctrica posee una planta de ciclo combinado de 507 MW situada en el municipio de Guayanilla. Fue la primera empresa independiente de generación eléctrica de Puerto Rico y su planta entró en funcionamiento en 2000. La planta se compone de una terminal de gas, una central eléctrica y una planta desalinizadora de agua. En el primer semestre de 2005 generó 1.454 GWh de energía. La compañía cuenta con una plantilla de 77 trabajadores.

Esta unidad de negocio incluye la gestión de transporte marítimo en barcos gaseros, los proyectos relacionados con el gas natural licuado (GNL) (upstream) y la operación del gasoducto Magreb-Europa.

Hasta 2005 Gas Natural Aprovisionamiento se encargaba de la gestión de contratos de compra a largo plazo de gas natural y Gas Natural Trading a la comercialización de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales.

Desde abril de 2005 Gas Natural SDG tiene un acuerdo estratégico con la compañía petrolera Repsol-YPF. Este acuerdo se materializa en el ámbito de la exploración de nuevos yacimientos de gas, producción, licuefacción (upstream), transporte y comercialización mayorista (midstream) de gas natural licuado (GNL), absorbiendo las actividades de las dos compañías del grupo antes comentadas.

En virtud de ese acuerdo ambas compañías crearán dos nuevas empresas. Una se encargará de la exploración de yacimientos, producción de gas natural y licuefacción. Estará participada al 60% por Repsol-YPF y al 40% por Gas Natural. Esta empresa será pilotada por Repsol-YPF.

La otra empresa llamada Repsol-Gas Natural LNG, S.L. se encargará de las actividades relacionadas con el transporte y comercialización mayorista (midstream) de gas natural licuado. Está compañía estará participada al 50% por ambos socios. Gas Natural aportará a la misma su flota de 10 barcos metaneros. La nueva compañía será la tercera empresa mundial por GNL gestionado del mundo.

El gasoducto Magreb-Europa une los yacimientos de gas natural de Hassi R'mel en Argelia con la red de gasoductos de España a través de Marruecos y el Estrecho de Gibraltar. Dos compañías se encargan de operar el tramo marroquí del gasoducto y el tramo submarino de las aguas territoriales marroquíes en el Estrecho de Gibraltar. Estas empresas son EMPL y Metragaz. Gas Natural SDG participa en ambas compañías a través de su sociedad Sagane que posee el 72,6% de EMPL y el 72,3% de Metragaz. El resto del accionariado de ambas empresas es propiedad, casi en su totalidad, de la portuguesa Galp. Enagás (España) y Transgás (Portugal) fueron las que se encargaron, a través de sus filiales EMPL y Metragaz, de la construcción del tramo marroquí del gasoducto entre 1992 y 1996. Metragaz y EMPL cuentan en Marruecos con estaciones de compresión, centros de mantenimiento y una residencia de trabajadores. En total las empresas del grupo cuentan con 107 trabajadores en Marruecos. El tramo submarino de las aguas territoriales españolas en el Estrecho de Gibraltar es propiedad de Enagás.

Las empresas comercializadoras del grupo en España son Gas Natural Comercializadora, S.A. que se encarga del suministro y comercialización de energía eléctrica y gas natural a empresas y Gas Natural Servicios, S.A. que se encarga de las mismas tareas en el mercado doméstico y de pequeño comercio. Incluye servicios de asistencia técnica, mantenimiento, instalación, seguridad y aseguramiento; tanto de instalaciones eléctricas como de calefacción, aire acondicionado, etc.

Gas Natural SDG, S.A. es una sociedad anónima. El capital social de Gas Natural SDG a 31 de diciembre de 2004 era de 447.776.028 euros, dividido en 447.776.028 acciones de valor nominal 1€. La empresa cotiza en el mercado continuo de las cuatro bolsas españolas (Madrid, Barcelona, Bilbao y Valencia). Es una de las 35 empresas que forman parte del Ibex 35.

1) Repsol YPF, S.A., posee un 24,2% de las acciones de forma directa y controla de forma indirecta otro 6,6% del accionariado, hasta llegar al 30,8%. Es el principal accionista de la compañía.

2) Criteria Caixa Corp, S.A. (Sociedad Unipersonal), que posee un 30% de las acciones. Es una sociedad perteneciente a la caja de ahorros catalana La Caixa que controla y gestiona las participaciones de renta variable que tiene esta entidad financiera.

3) Chase Nominees Ltd., posee un 5% de las acciones. Es un fondo de inversión.

4) La sociedad HISUSA (Holding de Infraestructuras y Servicios Urbanos, S.A.), que posee un 5%. Está empresa está controlada por el grupo francés Suez, que posee así de forma indirecta el 5% del capital de Gas Natural.

La empresa está controlada por La Caixa y Repsol YPF.

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