Especificaciones Del Gas Natural 6d6i3y

ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL OBJETIVO. Tiene como objetivo establecer todos los parámetros de calidad que debe cumplir el gas natural, describir cómo se verifica, en la práctica, el cumplimiento de dichos parámetros así como, enseñar las tecnologías y procesos a los que se debe someter el gas natural para que pueda cumplir las especificaciones de calidad estipuladas en los contratos y en las regulaciones propias de cada país.

La necesidad de una norma internacional referente a la designación de la calidad del gas natural ha sido una razón básica para la creación en 1989 del comité ISO/TC 193. La normalización de la designación de la calidad está específicamente enmarcada en el campo de aplicación del comité técnico. El gas natural, que constituye el 20% de la energía primaria en el mundo, está probablemente incrementando su cuota de mercado de forma importante. Todavía no existe una definición generalmente aceptada de la calidad del gas natural. Esta norma define los parámetros requeridos para describir el gas natural procesado, y, cuando sea necesario, la mezcla de gas natural. Esta norma contiene un listado de estos parámetros, sus unidades y referencias para medidas normalizadas. NORMAS PARA CONSULTA: Las normas que a continuación se relacionan contienen disposiciones válidas para esta norma internacional. En el momento de la publicación estaban en vigor las ediciones indicadas. Para las referencias con fecha" no son aplicables las revisiones o modificaciones posteriores de ninguna de las publicaciones. Sin embargo, las partes que basen sus acuerdos en esta norma internacional deben estudiar la posibilidad de aplicar la edición más reciente de las normas indicadas a continuación. Para las referencias sin fecha, se aplica la edición en vigor del documento normativo al que se haga referencia. Los de IEC y de ISO poseen el registro de las normas internacionales en vigor en cada momento. ISO 6326-1:1989 - Gas natural. Determinación de compuestos de azufre. Parte I: Introducción general. ISO 6326-2:1981 - Gas natural. Determinación de compuestos de azufre en el gas natural. Parte 2: Método por cromatografía gaseosa utilizando un detector electroquímico para la determinación de compuestos odoríferos del azufre. ISO 6326-3:1989 - Gas natural. Determinación de compuestos de azufre. Parte 3: Determinación de sulfuro de hidrógeno, tioles y sulfuro de carbonilo por potenciometría. ISO 63264:1994 - Gas natural. Determinación de compuestos de azufre. Parte 4: Método por cromatografía gaseosa utilizando un detector fotométrico de

llama para la determinación del sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo y azufre con contenidos odorantes. ISO 6326-5:1989 - Gas natural. Determinación de compuestos de azufre. Parte 5: Método de combustión de Lingener. ISO 6327:1981 - Análisis del gas. Determinación del punto de rocío del gas natural. Higrómetro de condensación por superficie refrigerada. ISO 6568:1981 - Gas natural. Análisis simple por cromatografía de gases. ISO 6570-1:1983 - Gas natural. Determinación del contenido en hidrocarburos líquidos potenciales. Parte 1: Principios y requisitos generales. ISO 6570-2:1984 - Gas natural. Determinación del contenido en hidrocarburos líquidos potenciales. Parte 2: Método gravimétrico. ISO 6570-3:1984 - Gas natural. Determinación del contenido en hidrocarburos líquidos potenciales. Parte 3: Método volumétrico. ISO 6974:1984 - Gas Natural. Determinación de hidrógeno, gases inertes, e hidrocarburos hasta C8. Método por cromatografía de gases. ISO 6975:1997 - Gas Natural. Análisis extendido. Método por cromatografía de gases. ISO 6976:1995 - Gas Natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe, a partir de la composición. ISO 10101-1:1993 -Gas natural. Determinación de agua por el método de Karl Fischer. Parte I: Introducción. ISO 10101-2:1993 - Gas natural. Determinación de agua por el método de Karl Fischer. Parte 2: Procedimiento de valoración. APNB/ISO 13686 3 ISO 10101-3:1993 - Gas natural. Determinación de agua por el método de Karl Fischer. Parte 2: Procedimiento culombimétríco. ISO 10715:1997 - Gas natural. Directrices para la toma de muestras. ISO 1154l: 1997 - Gas natural. Determinación del contenido en agua a alta presión. ISO 12213-1:1997 - Gas Natural. Cálculo del factor de compresibilidad. Parte I: Introducción y directrices. ISO 13443:1996 - Gas natural. Condiciones normales de referencia. DEFINICIONES Gas natural Combustible gaseoso obtenido a partir de fuentes subterráneas y que consiste en una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente metano, pero incluyendo también generalmente etano, propano e hidrocarburos de más alto peso molecular pero en cantidades mucho más pequeñas. Normalmente, también incluye algunos gases inertes, como nitrógeno y dióxido de carbono, pero en cantidades inferiores a los componentes traza. El gas natural permanece en estado gaseoso en las condiciones de temperatura y presión de servicio normalmente utilizadas. Gas natural licuado Gas natural que, después de ser procesado, ha sido licuado con fines de almacenamiento o transporte. El gas natural licuado se re-gasifica y se

introduce en las canalizaciones para su transporte y distribución como gas natural. Sustituto del gas natural Gas manufacturado o mezclado cuyas propiedades le hacen intercambiable con el gas natural. En ocasiones el sustituto del gas natural se denomina gas natural sintético. Gas sin tratar Gas sin procesar conducido desde la fuente de origen a través de la tubería colectora hasta las instalaciones de procesado. Sistema de distribución local Servicios y tuberías principales de gas que suministran el gas natural directamente a los consumidores. Calidad del gas La calidad del gas natural se define mediante su composición y las siguientes propiedades físicas: Componentes principales: poder calorífico, índice de Wobbe Componentes secundaros: densidad, factor de compresión Componentes traza: densidad relativa, punto de rocío Condiciones de referencia Estas condiciones de referencia se denominan como condiciones de referencia Normalizadas, y se identifican con el subíndice "s" (véase la norma ISO 13443): = 101,325 kPa = 288,15 K Poderes caloríficos Se distinguen dos tipos: poder calorífico superior y poder calorífico inferior, que se definen a continuación (véase la norma ISO 6976). Poder calorífico superior Cantidad de calor producido por la combustión completa en aire de una cantidad especificada de gas, de forma que la presión a la que tiene lugar la reacción, permanezca constante, y todos los productos de la combustión se conduzcan a la misma temperatura específica indicada para los reactivos, estando todos estos productos en estado gaseoso, excepto el agua formada por la combustión que está condensada en estado líquido a la temperatura antes indicada. Se deben especificar la presión y la temperatura antes mencionadas. Poder calorífico inferior Cantidad de calor producido por la combustión completa en aire de una cantidad especificada de gas, de forma que la presión a la que tiene lugar la reacción, permanezca constante, y todos los productos de la combustión se conduzcan a la misma temperatura específica indicada para los reactivos, estando todos estos productos en estado gaseoso. Se deben especificar la presión y la temperatura antes mencionadas. Ambos poderes caloríficos superior e inferior, los cuales difieren en el calor de condensación del agua formado por la combustión, pueden estar especificados en base molar, másica o volumétrica Para la base volumétrica la presión y la temperatura se deben definir en las condiciones de referencia normalizadas. Densidad

Masa de gas dividida por su volumen en condiciones especificadas de presión y temperatura. Densidad relativa Frecuentemente denominado peso específico, es la masa de gas natural, seco o húmedo, por unidad de volumen, dividida por la masa de un volumen igual de aire seco, ambos en las mismas condiciones especificadas de presión y de temperatura (véase la norma ISO 6976). Índice de Wobbe El índice de Wobbe es una medida del consumo calorífico de los aparatos de gas obtenida a partir de la ecuación de flujo a través del inyector. Se define como el poder calorífico especificado, siempre en base volumétrica, dividido por la raíz cuadrada de la densidad relativa correspondiente. El consumo calorífico de gases naturales con diferentes composiciones es el mismo si tienen el mismo índice de Wobbe, y se utilizan con la misma presión de gas (véase la norma ISO 6976). Factor de compresión El factor de compresión Z es el cociente entre el volumen de una masa arbitraria de gas, a una presión y temperaturas especificadas, y el volumen de la misma masa de gas, en las mismas condiciones, calculado a partir de la ley de gases ideales. Los términos factor de compresibilidad y factor -Z son sinónimos de factor de compresión (véase la norma ISO 12213-1). Punto de rocío del agua El punto de rocío define la temperatura por encima de la cual, a una presión determinada el agua no se condensa. Para cualquier presión inferior a la especificada no existe condensación a esta temperatura (véase el apartado A.4.1 y la norma ISO 6327). Punto de rocío de los hidrocarburos El punto de rocío define la temperatura por encima de la cual, a una presión determinada no se condensan los hidrocarburos. Para un punto de rocío determinado existe un rango de presión dentro del cual se produce la condensación, excepto en un punto, el punto crítico (véase el apartado A.4.2). Composición molar Composición molar de un gas es el término utilizado cuando la proporción de cada componente, se expresa como una fracción molar (o mol) o porcentaje molar (mol) del total. APNB/ISO 136866 Por tanto, la fracción molar del componente í, es el cociente entre el número de moles del componente i y el número total de moles de todos los componentes existentes en el mismo volumen arbitrario de la mezcla. Un mol de cualquier compuesto químico es la cantidad de sustancias que contiene la masa molecular relativ4 en gramos. En la norma ISO 6976 se incluye una tabla de valores recomendados de masas moleculares relativas. Para un gas ideal, la fracción molar (o porcentaje) es idéntica a la fracción volumétrica (o porcentaje), pero en general, esta relación puede no ser aplicable al comportamiento del gas real. Composición del gas Concentraciones de los componentes principales, componentes secundarios, y componentes traza determinados en el análisis del gas natural. Análisis del gas

Procedimientos de ensayo y otras técnicas utilizados para determinar la composición del gas, como se indica en esta norma internacional. Intercambiabilidad Es la medida del grado de similitud, en cuanto a características de combustión se refiere, entre dos gases. Se dice que dos gases son intercambiables, cuando un gas puede ser sustituido por el otro, sin que esto afecte al funcionamiento de los aparatos o equipos que utilizan gas como combustible. Odorización Normalmente el gas natural es inodoro. Por razones de seguridad es necesario añadir un odorizante al gas suministrado por el sistema de distribución. Esto permite la detección de concentraciones muy pequeñas de gas mediante el olfato. Número de metano El número de metano es un índice que indica las características de detonación de un combustible gaseoso. Es comparable al número de octano para el petróleo. El número de metano expresa el porcentaje en volumen de metano en una mezcla de metano e hidrógeno, la cual, en un motor de ensayo en condiciones normalizadas, tiene la misma tendencia a detonar que el combustible gaseoso examinado. PARÁMETROS PARA LA DESIGNACIÓN DE LA CALIDAD Este capítulo trata de los diferentes parámetros referentes a la calidad del gas natural. Realmente los parámetros elegidos dependerán del fin para el que se requiere la designación, y es poco probable que se utilicen todos los parámetros enumerados en esta norma internacional. Componentes principales Componentes Unidades Procedimiento de ensayo Metano Etano Propano Butanos ISO 6568 Pentanos mol% ISO 6974 Hexanos plus ISO 6975 Nitrógeno Dióxido de carbono Componentes secundarios Componentes Unidades Procedimiento de ensayo Hidrógeno Oxígeno ISO 6975 Monóxido de carbono mol% ISO 6974 Helio Componentes traza Componentes Unidades Sulfuro de hidrógeno Tioles Dialquil(di) sulfuro mg/m³ Sulfuro de carbonilo

Procedimiento de ensayo ISO 6362-1 ISO 6362-2 ISO 6362-3 ISO 6362-4

Azufre total APNB/ISO 1368610

ISO 6362-5

Propiedades del gas Propiedades físicas Propiedades Unidades Procedimiento de ensayo Poder calorífico molar MJ/mol Poder calorífico en base másica MJ/kg Poder calorífico en base volumétrica MJ/m³ ISO 6976 Densidad d ---Índice de Wobbe w MJ/m3 Punto de rocío del agua ºC (k) ISO 6327 Contenido líquido en agua mg/m³ ISO 10101-1 ISO 10101-2 ISO 10101-3 ISO 11541 Punto de rocío del hidrocarburo ºC (K) Contenido líquido en hidrocarburo mg/m³ ISO 6570-1 ISO 6570-2 ISO 6570-3 Otras propiedades El gas natural debe estar técnicamente libre de: - agua e hidrocarburos en estado líquido; - partículas sólidas en cantidades nocivas para los materiales normalmente encontrados en el transporte y la utilización; - otros gases que podrían afectar adversamente al transporte o la utilización del gas.

MADURACIÓN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Maduración es un proceso complejo a través del cual las moléculas biológicas, creados por organismos vivos, se convierten en petroleo. En l a s p r i m e r a s etapas de esta alteración, o diagénesis, se forma el Kerógeno. La cantidad relativa de gas y/o crudo (petróleo) que proviene de un cierto tipo de kerógeno lo determina la naturaleza de la materia orgánica o biomasa fósil y se identifican 4 tipos principales de kerógeno: Tipo 1 (sapropélico): derivado de esporas y algas planctónicas y una porción pequeña de materia animal fuertemente degradada por acción bacteriana. Tiene una alta relación de hidrógeno respecto al oxígeno H/C (usualmente entre 1,3 y 1,7) y poco O (O/C<0,1). Común en cuencas de agua dulce y es rico en Exinita. Tipo 2 (marinos mixtos): mezcla de algas, organismos marinos y detritos de plantas transportados. Resulta un tipo transicional entre el 1 y el 2. Tiene alta relación relativa H/C y baja O/C (aunque más que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el tipo de kerógeno más común en cuencas marinas y el más común fuente de petróleo. Tiende a producir petróleos nafténicos y aromáticos y más gas que el Tipo I Tipo 3 (kerógeno húmico): derivado de plantas terrestres (lignito, tanino, celulosa), cone baja relación inicial H/C y alta relación O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano. La mayoría de los carbones se forman a partir de este kerógeno. Frecuentemente continental parálico rico en Vitrinita. Tipo 4 (kerógeno residual – inerte): derivado de materia orgánica descompuesta en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5. No tiene potencial de generación de petróleo / gas. Principalmente constituido por Inertinita y algunos amorfos de descomposición de materia vegetal. Segunda etapa catagénesis: si los Kerógenos son sometidos a temperaturas más altas que en la etapa de diagénesis, se alcanza la segunda etapa de la evolución de la materia orgánica, la catagénesis. En esta etapa se genera el petróleo y el gas natural (que son los que se explotan industrialmente). El rango en que se presenta la máxima generación de petróleo se denomina la “ventana de petróleo”. Mientras que para el gas natural su máxima generación está marcada por la “ventana de gas”. Estas dos “ventanas” no coinciden, ya que la temperatura que se requiere para la generación del gas natural es mucho mayor que la que se requiere para la generación del petróleo.

Tercera etapa metagénesis: se caracteriza por temperaturas mayores, a profundidades que superan 4 – 5 km, donde la roca se sobremadura y cesa la generación del petróleo y el gas natural a partir del Kerógeno. Formación del petróleo y gas natural El petróleo y el gas natural se forman cuando grandes cantidades de microorganismos acuáticos mueren y son enterrados entre los sedimentos del fondo de estuarios y pantanos, en un ambiente muy pobre en oxígeno. Cuando estos sedimentos son cubiertos por otros que van formando estratos rocosos que los recubren, aumenta la presión y la temperatura y, en un proceso poco conocido, se forman el petróleo y el gas natural. Este último se forma en mayor cantidad cuando las temperaturas de formación son más altas. El petróleo y el gas, al ser menos densos que la roca, tienden a ascender hasta quedar atrapados debajo de rocas impermeables, formando grandes depósitos. La mayor parte de estos combustibles se encuentran en rocas de unos 200 millones de años de antigüedad como máximo. El petróleo y el gas se forman en sedimentos marinos en cuencas oceánicas generalmente aisladas y protegidas. A) Materiales iníciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales, se acumulan en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por otros organismos. B) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en carbono; las altas temperaturas y presiones transforman este material en petróleo y gas. C) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos originales, empujando el petróleo y gas, los cuales emigran hacia rocas más permeables, generalmente arenas y areniscas

El petróleo se produce generalmente durante millones de años en profundidades de cerca de 5 Km a una temperatura de 150 ºC. La conversión del petróleo en gas se da en profundidades mayores a los 5 Km o bajo excesivo tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC o si más altas, el gas se cambiará inclusive en gas ácido sulfuroso. Si al contrario no hay suficiente calor y la profundidad está por encima de los 4-5 Km, los materiales orgánicos quedan inmaduros y sin utilidad para el hombre, ya que no se da la formación de petróleo.

Aliado al tiempo consumido en el proceso de deposición, la proporción de enterramiento es una función de la cantidad de sedimento descargado por los arroyos y ríos en lagos y mares. Con el tiempo adecuado para el proceso de alteración, las acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales orgánicos suelen producir grandes volúmenes de petróleo. Esta conversión se llama catagénesis y se favorece de la presión provocada por el enterramiento, la temperatura (que parece ser el factor más importante), la alteración termal y la degradación (consecuencia de la profundidad), la acción bacteriana (acumulación de materiales orgánicos y clásticos en el fondo del mar o lago) en un ambiente químico no oxidante (reductor) y cerrado, la radioactividad y la catálisis (procesos de cambio de los componentes de la matriz mineral de la roca origen). Con abundante oxígeno, las bacterias aeróbicas actúan sobre la materia orgánica hasta destruirla, lo que disminuye bastante cuando cantidades suficientes de sedimentos de baja permeabilidad son depositadas con alguna velocidad sobre estos materiales orgánicos, frenando así la circulación de aguas que contienen oxígeno y consecuentemente la actividad bacteriana aeróbica, dando lugar a la actividad bacteriana anaeróbica, que aplica el oxígeno de los sulfatos disueltos en el medio (convirtiéndolos en sulfuros), dando como resultado un ambiente de reducción (libre de oxígeno). Esto ocurre en aproximadamente los primeros 20 metros de los sedimentos, cesando por debajo de esta profundidad. La formación del petróleo se da en este ambiente de enterramiento rápido y condiciones de reducción o libres de oxígeno. La materia orgánica suele madurar como la comida en una olla a presión. Cuando esté parcialmente descompuesta y libre de los procesos de oxidación, sufre el llamado proceso de maduración, involucrando la temperatura, la presión y el tiempo como condiciones esenciales. Los hidrocarburos son madurados según el ambiente de deposición en el que han sido depositados. Profundidad, Temperatura y Tiempo en la Formación de Petróleo En la formación del gas natural y el petróleo, junto a las etapas mencionadas hay factores físicos externos que influyen directamente en su formación, como es el tiempo, la temperatura y la presión a que se somete la materia orgánica sumergida en el proceso evolutivo de transformación a hidrocarburos. Las profundidades a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos dependen del gradiente geotermal local, el tipo de Kerógeno y la historia de enterramiento. Los procesos físico – químicos para la formación del kerógeno a gas y/o petróleo, requieren el sometimiento de la roca madre a alta temperatura, condición dada por el enterramiento progresivo de estos sedimentos, con el subsecuente aumento de calor con la profundidad denominando “gradiente geotérmico” y tiempo geológico en términos de millones de años. No obstante lo anterior, la interdependencia del tiempo geológico, la temperatura y la presión no es una relación lineal ni directamente proporcional. Las leyes de la química dicen que la tasa de una reacción es una función tanto de la temperatura como del tiempo. El tiempo puede compensar a la

temperatura y viceversa. Las rocas madres que han permanecido relativamente frías pueden tomar unos 100 millones de años o más para generar petróleo, mientras que las rocas madres jóvenes pueden generar hidrocarburos (petróleo y/o gas) en unos pocos millones de años, si están a temperaturas suficientemente altas. El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que el tiempo es lineal. En consecuencia, la temperatura juega un papel más importante en la maduración de la roca madre que el tiempo. Las rocas madre del Paleozoico que nunca han sido calentadas por encima de 50°C no generarán petróleo, no importa el tiempo que pase. En contraste, el tiempo juega un papel insignificante en la generación de petróleo de rocas madres jóvenes en cuencas activas con gradientes termales altos. La generación temprana de hidrocarburos se encuentra donde ocurre enterramiento rápido y donde los gradientes geotermales son relativamente altos. Aunque la generación de hidrocarburos tenga lugar en un lapso de tiempo breve (geológicamente hablando), esto no significa que sea inmediatamente de la deposición de la roca madre, ya que esta última puede permanecer a profundidades muy someras y a bajas temperaturas por un largo período de tiempo, antes de ser enterradas a suficiente profundidad para generar hidrocarburos.

En la figura a la izquierda muestra las profundidades de generación máxima, mínima y promedio para el petróleo, gas natural y metano biogénico. A la profundidad promedio de 1 a 2 kilómetros se inicia la catagénesis y alcanza su máxima generación entre 2 a 3 kilómetros de profundidad; denominándose este rango “ventana de petróleo”.

La catagénesis tardía se inicia a profundidades de 3- 3.5 kilómetros y esta es la zona principal de formación de gas natural (húmedo o seco). Por debajo de los 4 kilómetros, la roca se hace sobremadura, iniciándose la metagénesis y solamente es generado metano. La correlación de la generación de petróleo con la profundidad es principalmente una función del incremento de temperatura, como bien se ilustra en el gráfico de la derecha.