Processing Natural Gas

Processing Natural Gas

Fuente: http://naturalgas.org/naturalgas/processing-ng/Natural gas, as it is used by consumers, is much different from the natural gas that is brought from underground up to the wellhead. Although the processing of natural gas is in many respects less complicated than the processing and refining of crude oil, it is equally as necessary before its use by end users.

The natural gas used by consumers is composed almost entirely of methane. However, natural gas found at the wellhead, although still composed primarily of methane, is by no means as pure. Raw natural gas comes from three types of wells: oil wells, gas wells, and condensate wells. Natural gas that comes from oil wells is typically termed associated gas. This gas can exist separate from oil in the formation (free gas), or dissolved in the crude oil (dissolved gas). Natural gas from gas and condensate wells, in which there is little or no crude oil, is termed nonassociated gas. Gas wells typically produce raw natural gas by itself, while condensate wells produce free natural gas along with a semi-liquid hydrocarbon condensate. Whatever the source of the natural gas, once separated from crude oil (if present) it commonly exists in mixtures with other hydrocarbons; principally ethane, propane, butane, and pentanes. In addition, raw natural gas contains water vapor, hydrogen sulfide (H2S), carbon dioxide, helium, nitrogen, and other compounds. To learn about the basics of natural gas, including its composition, clickhere.

Natural gas processing consists of separating all of the various hydrocarbons and fluids from the pure natural gas, to produce what is known as pipeline quality dry natural gas. Major transportation pipelines usually impose restrictions on the make-up of the natural gas that is allowed into the pipeline. That means that before the natural gas can be transported it must be purified. While the ethane, propane, butane, and pentanes must be removed from natural gas, this does not mean that they are all waste products.

In fact, associated hydrocarbons, known as natural gas liquids (NGLs) can be very valuable by-products of natural gas processing. NGLs include ethane, propane, butane, iso-butane, and natural gasoline. These NGLs are sold separately and have a variety of different uses; including enhancing oil recovery in oil wells, providing raw materials for oil refineries or petrochemical plants, and as sources of energy.

While some of the needed processing can be accomplished at or near the wellhead (field processing), the complete processing of natural gas takes place at a processing plant, usually located in a natural gas producing region. The extracted natural gas is transported to these processing plants through a network of gathering pipelines, which are small-diameter, low pressure pipes. A complex gathering system can consist of thousands of miles of pipes, interconnecting the processing plant to upwards of 100 wells in the area. According to the American Gas Associations Gas Facts 2000, there was an estimated 36,100 miles of gathering system pipelines in the U.S. in 1999.

In addition to processing done at the wellhead and at centralized processing plants, some final processing is also sometimes accomplished at straddle extraction plants. These plants are located on major pipeline systems. Although the natural gas that arrives at these straddle extraction plants is already of pipeline quality, in certain instances there still exist small quantities of NGLs, which are extracted at the straddle plants.

The actual practice of processing natural gas to pipeline dry gas quality levels can be quite complex, but usually involves four main processes to remove the various impurities:

Oil and Condensate RemovalWater RemovalSeparation of Natural Gas LiquidsSulfur and Carbon Dioxide RemovalScroll down, or click on the links above to be transported to a particular section.

In addition to the four processes above, heaters and scrubbers are installed, usually at or near the wellhead. The scrubbers serve primarily to remove sand and other large-particle impurities. The heaters ensure that the temperature of the gas does not drop too low. With natural gas that contains even low quantities of water, natural gas hydrates have a tendency to form when temperatures drop. These hydrates are solid or semi-solid compounds, resembling ice like crystals. Should these hydrates accumulate, they can impede the passage of natural gas through valves and gathering systems. To reduce the occurrence of hydrates, small natural gas-fired heating units are typically installed along the gathering pipe wherever it is likely that hydrates may form.

Oil and Condensate RemovalIn order to process and transport associated dissolved natural gas, it must be separated from the oil in which it is dissolved. This separation of natural gas from oil is most often done using equipment installed at or near the wellhead.

The actual process used to separate oil from natural gas, as well as the equipment that is used, can vary widely. Although dry pipeline quality natural gas is virtually identical across different geographic areas, raw natural gas from different regions may have different compositions and separation requirements. In many instances, natural gas is dissolved in oil underground primarily due to the pressure that the formation is under. When this natural gas and oil is produced, it is possible that it will separate on its own, simply due to decreased pressure; much like opening a can of soda pop allows the release of dissolved carbon dioxide. In these cases, separation of oil and gas is relatively easy, and the two hydrocarbons are sent separate ways for further processing. The most basic type of separator is known as a conventional separator. It consists of a simple closed tank, where the force of gravity serves to separate the heavier liquids like oil, and the lighter gases, like natural gas.

In certain instances, however, specialized equipment is necessary to separate oil and natural gas. An example of this type of equipment is the Low-Temperature Separator (LTX). This is most often used for wells producing high pressure gas along with light crude oil or condensate. These separators use pressure differentials to cool the wet natural gas and separate the oil and condensate. Wet gas enters the separator, being cooled slightly by a heat exchanger. The gas then travels through a high pressure liquid knockout, which serves to remove any liquids into a low-temperature separator. The gas then flows into this low-temperature separator through a choke mechanism, which expands the gas as it enters the separator. This rapid expansion of the gas allows for the lowering of the temperature in the separator. After liquid removal, the dry gas then travels back through the heat exchanger and is warmed by the incoming wet gas. By varying the pressure of the gas in various sections of the separator, it is possible to vary the temperature, which causes the oil and some water to be condensed out of the wet gas stream. This basic pressure-temperature relationship can work in reverse as well, to extract gas from a liquid oil stream.

Water RemovalIn addition to separating oil and some condensate from the wet gas stream, it is necessary to remove most of the associated water. Most of the liquid, free water associated with extracted natural gas is removed by simple separation methods at or near the wellhead. However, the removal of the water vapor that exists in solution in natural gas requires a more complex treatment. This treatment consists of dehydrating the natural gas, which usually involves one of two processes: either absorption, or adsorption.

Absorption occurs when the water vapor is taken out by a dehydrating agent. Adsorption occurs when the water vapor is condensed and collected on the surface.

Glycol DehydrationAn example of absorption dehydration is known as Glycol Dehydration. In this process, a liquid desiccant dehydrator serves to absorb water vapor from the gas stream. Glycol, the principal agent in this process, has a chemical affinity for water. This means that, when in contact with a stream of natural gas that contains water, glycol will serve to steal the water out of the gas stream. Essentially, glycol dehydration involves using a glycol solution, usually either diethylene glycol (DEG) or triethylene glycol (TEG), which is brought into contact with the wet gas stream in what is called the contactor. The glycol solution will absorb water from the wet gas. Once absorbed, the glycol particles become heavier and sink to the bottom of the contactor where they are removed. The natural gas, having been stripped of most of its water content, is then transported out of the dehydrator. The glycol solution, bearing all of the water stripped from the natural gas, is put through a specialized boiler designed to vaporize only the water out of the solution. While water has a boiling point of 212 degrees Fahrenheit, glycol does not boil until 400 degrees Fahrenheit. This boiling point differential makes it relatively easy to remove water from the glycol solution, allowing it be reused in the dehydration process.

A new innovation in this process has been the addition of flash tank separator-condensers. As well as absorbing water from the wet gas stream, the glycol solution occasionally carries with it small amounts of methane and other compounds found in the wet gas. In the past, this methane was simply vented out of the boiler. In addition to losing a portion of the natural gas that was extracted, this venting contributes to air pollution and the greenhouse effect. In order to decrease the amount of methane and other compounds that are lost, flash tank separator-condensers work to remove these compounds before the glycol solution reaches the boiler. Essentially, a flash tank separator consists of a device that reduces the pressure of the glycol solution stream, allowing the methane and other hydrocarbons to vaporize (flash). The glycol solution then travels to the boiler, which may also be fitted with air or water cooled condensers, which serve to capture any remaining organic compounds that may remain in the glycol solution. In practice, according to theDepartment of Energys Office of Fossil Energy, these systems have been shown to recover 90 to 99 percent of methane that would otherwise be flared into the atmosphere.

Sulfur and Carbon Dioxide RemovalIn addition to water, oil, and NGL removal, one of the most important parts of gas processing involves the removal of sulfur and carbon dioxide. Natural gas from some wells contains significant amounts of sulfur and carbon dioxide. This natural gas, because of the rotten smell provided by its sulfur content, is commonly called 'sour gas'. Sour gas is undesirable because the sulfur compounds it contains can be extremely harmful, even lethal, to breathe. Sour gas can also be extremely corrosive. In addition, the sulfur that exists in the natural gas stream can be extracted and marketed on its own. In fact, according to the USGS, U.S. sulfur production from gas processing plants accounts for about 15 percent of the total U.S. production of sulfur. For information on the production of sulfur in the United States, visit the USGS here.

Sulfur exists in natural gas as hydrogen sulfide (H2S), and the gas is usually considered sour if the hydrogen sulfide content exceeds 5.7 milligrams of H2S per cubic meter of natural gas. The process for removing hydrogen sulfide from sour gas is commonly referred to as 'sweetening' the gas.

The primary process for sweetening sour natural gas is quite similar to the processes of glycol dehydration and NGL absorption. In this case, however, amine solutions are used to remove the hydrogen sulfide. This process is known simply as the 'amine process', or alternatively as the Girdler process, and is used in 95 percent of U.S. gas sweetening operations. The sour gas is run through a tower, which contains the amine solution. This solution has an affinity for sulfur, and absorbs it much like glycol absorbing water. There are two principle amine solutions used, monoethanolamine (MEA) and diethanolamine (DEA). Either of these compounds, in liquid form, will absorb sulfur compounds from natural gas as it passes through. The effluent gas is virtually free of sulfur compounds, and thus loses its sour gas status. Like the process for NGL extraction and glycol dehydration, the amine solution used can be regenerated (that is, the absorbed sulfur is removed), allowing it to be reused to treat more sour gas.

Although most sour gas sweetening involves the amine absorption process, it is also possible to use solid desiccants like iron sponges to remove the sulfide and carbon dioxide.

Sulfur can be sold and used if reduced to its elemental form. Elemental sulfur is a bright yellow powder like material, and can often be seen in large piles near gas treatment plants, as is shown. In order to recover elemental sulfur from the gas processing plant, the sulfur containing discharge from a gas sweetening process must be further treated. The process used to recover sulfur is known as the Claus process, and involves using thermal and catalytic reactions to extract the elemental sulfur from the hydrogen sulfide solution.

For more information on sulfur recovery and the Claus process, click here.

In all, the Claus process is usually able to recover 97 percent of the sulfur that has been removed from the natural gas stream. Since it is such a polluting and harmful substance, further filtering, incineration, and 'tail gas' clean up efforts ensure that well over 98 percent of the sulfur is recovered.

To learn more about the environmental effects of sour gas treatment and flaring, click here.

Gas processing is an instrumental piece of the natural gas value chain. It is instrumental in ensuring that the natural gas intended for use is as clean and pure as possible, making it the clean burning and environmentally sound energy choice. Once the natural gas has been fully processed, and is ready to be consumed, it must be transported from those areas that produce natural gas, to those areas that require it. Processing Natural Gas

El gas natural, ya que es utilizado por los consumidores, es muy diferente de la de gas natural que se trajo desde el subsuelo hasta la boca del pozo. Aunque el procesamiento de gas natural es en muchos aspectos menos complicado que el procesamiento y refinacin de petrleo crudo, es igualmente necesario antes de su uso por los usuarios finales.

El gas natural utilizado por los consumidores se compone casi totalmente de metano. Sin embargo, el gas natural que se encuentra en la cabeza del pozo, aunque todava compone principalmente de metano, es de ninguna manera tan pura. Gas natural crudo proviene de tres tipos de pozos: pozos petroleros, pozos de gas y pozos de condensado. El gas natural que proviene de los pozos de petrleo normalmente se denomina "gas asociado". Este gas puede existir separada de petrleo en la formacin (gas libre), o disuelto en el aceite crudo (gas disuelto). El gas natural de los pozos de gas y condensado, en las que hay poco o nada de petrleo crudo, que se denomina "gas no asociado". Los pozos de gas producen tpicamente gas natural crudo por s mismo, mientras que los pozos de condensado de gas natural producen libre junto con un condensado de hidrocarburos semi-lquido. Cualquiera que sea la fuente del gas natural, una vez separado de petrleo crudo (si est presente) es que existe comnmente en mezclas con otros hidrocarburos; principalmente etano, propano, butano y pentano. Adems, el gas natural crudo contiene vapor de agua, sulfuro de hidrgeno (H2S), dixido de carbono, helio, nitrgeno, y otros compuestos. Para obtener informacin sobre los conceptos bsicos de gas natural, incluyendo su composicin, haga clic aqu.

Procesamiento de gas natural consiste en separar todos los diversos hidrocarburos y lquidos de gas natural puro, para producir lo que se conoce como "calidad gasoducto 'gas natural seco. Los principales gasoductos de transporte generalmente imponen restricciones sobre la composicin del gas natural que se permite en la tubera. Eso significa que antes de que el gas natural puede ser transportado debe ser purificada. Mientras que el etano, propano, butano, pentano y se deben retirar de gas natural, esto no quiere decir que todos ellos son "productos de desecho".

De hecho, los hidrocarburos asociados, conocidos como 'los lquidos de gas natural (LGN)' pueden ser muy valiosos subproductos de procesamiento de gas natural. LGN incluyen etano, propano, butano, iso-butano, y gasolina natural. Estos lquidos de gas natural se vende por separado y tienen una variedad de usos diferentes; incluida la mejora de la recuperacin de petrleo en los pozos de petrleo, proporcionando materia prima para las refineras de petrleo o plantas petroqumicas, y como fuentes de energa.

Mientras que algunos de los tratamientos necesarios pueden realizarse en o cerca de la cabeza del pozo (procesamiento de campo), el proceso completo de gas natural se lleva a cabo en una planta de procesamiento, que normalmente se encuentra en una regin productora de gas natural. El gas natural extrado se transporta a estas plantas de procesamiento a travs de una red de tuberas de recoleccin, que son de pequeo dimetro, las tuberas de baja presin. Un sistema de recoleccin complejo puede constar de miles de kilmetros de tuberas, que interconecta la planta de procesamiento de ms de 100 pozos en la zona. Segn Datos de Gas de la Asociacin Americana de Gas 2000, haba un estimado de 36.100 millas de tuberas del sistema de recoleccin en los EE.UU. en 1999.

Adems de transformacin efectuada en boca de pozo y en las plantas de procesamiento centralizado, algunos procesamiento final tambin a veces se lleva a cabo en 'plantas de extraccin de prtico. Estas plantas estn situadas en los principales sistemas de tuberas. Aunque el gas natural que llega a estas plantas de extraccin de prtico ya la calidad de la tubera, en ciertos casos es todava existir pequeas cantidades de lquidos de gas natural, que se extraen en las plantas de prtico.

La prctica real de procesamiento de gas natural a los niveles de calidad de gas seco de tuberas puede ser bastante complejo, pero por lo general consiste en cuatro procesos principales para eliminar las impurezas diversas:

Petrleo y eliminacin de condensado.

Eliminacin de agua .

Separacin de Lquidos de Gas Natural.

El azufre y el dixido de carbono de eliminacin.

Adems de los cuatro procedimientos anteriores, los calentadores y los depuradores estn instalados, por lo general en o cerca de la boca del pozo. Los depuradores sirven principalmente para eliminar la arena y otras impurezas de partculas grandes. Los calentadores de asegurar que la temperatura del gas no descienda demasiado bajo. Con el gas natural que contiene incluso pequeas cantidades de agua, hidratos de gas natural tienen una tendencia a formar cuando las temperaturas bajan. Estos hidratos son compuestos slidos o semi-slidos, que se asemejan hielo como cristales. En caso de que estos hidratos se acumulan, pueden impedir el paso de gas natural a travs de las vlvulas y los sistemas de recoleccin. Para reducir la aparicin de hidratos, las pequeas unidades de calefaccin de gas natural son tpicamente instalados a lo largo del tubo de recoleccin donde es probable que los hidratos se pueden formar.

Petrleo y eliminacin de condensado

Con el fin de procesar y de transporte asociado gas natural disuelto, debe ser separado del aceite en el que se disuelve. Esta separacin de gas natural de aceite se realiza con mayor frecuencia usando un equipo instalado en o cerca de la boca del pozo.

El proceso real utilizado para el aceite separado del gas natural, as como el equipo que se utiliza, puede variar ampliamente. Aunque el gas natural de calidad tubera seca es prcticamente idntica en las diferentes reas geogrficas, el gas natural en bruto de diferentes regiones pueden tener diferentes composiciones y los requisitos de separacin. En muchos casos, el gas natural se disuelve en crudo en el subsuelo, debido principalmente a la presin que la formacin es bajo. Cuando se produce este gas natural y petrleo, es posible que se separar por s mismo, simplemente debido a la disminucin de la presin; tanto como abrir una lata de refresco permite la liberacin de dixido de carbono disuelto. En estos casos, la separacin de petrleo y gas es relativamente fcil, y los dos hidrocarburos se envan caminos separados para su posterior procesamiento. El tipo ms bsico de separador es conocido como un separador convencional. Se compone de un tanque cerrado simple, donde la fuerza de gravedad sirve para separar los lquidos ms pesados como el aceite, y los gases ms ligeros, como el gas natural.

En ciertos casos, sin embargo, el equipo especializado es necesario separar el aceite y el gas natural. Un ejemplo de este tipo de equipos es el separador de baja temperatura (LTX). Esta es la ms utilizada para pozos productores de gas de alta presin junto con el petrleo crudo liviano o condensado. Estos separadores utilizan diferenciales de presin para enfriar el gas natural hmedo y separar el aceite y condensado. El gas hmedo entra en el separador, siendo enfriado un poco por un intercambiador de calor. El gas se desplaza entonces a travs de una alta presin de lquido 'Knockout', que sirve para eliminar cualquier lquido en un separador a baja temperatura. El gas fluye entonces a este separador a baja temperatura a travs de un mecanismo estrangulador, que el gas se expande cuando entra en el separador. Esta rpida expansin del gas permite la disminucin de la temperatura en el separador. Despus de la eliminacin de lquido, el gas seco a continuacin, viaja de vuelta a travs del intercambiador de calor y es calentado por el gas hmedo entrante. Mediante la variacin de la presin del gas en diversas secciones del separador, es posible variar la temperatura, lo que provoca que el aceite y algo de agua que se condensan fuera de la corriente de gas hmedo. Esta relacin bsica de presin-temperatura puede funcionar a la inversa tambin, para extraer gas de una corriente de aceite lquido.

Eliminacin de agua

Adems de separar el aceite y algunos condensado de la corriente de gas hmedo, es necesario para eliminar la mayor parte del agua asociada. La mayor parte del agua lquida, libre asociado con el gas natural extrado se elimina por mtodos de separacin sencillos en o cerca de la boca del pozo. Sin embargo, la eliminacin del vapor de agua que existe en solucin en el gas natural requiere un tratamiento ms complejo. Este tratamiento consiste en el gas natural "deshidratacin", que implica generalmente una de dos procesos: o absorcin o adsorcin.

La absorcin se produce cuando se extrae el vapor de agua por un agente deshidratante. La adsorcin se produce cuando el vapor de agua se condensa y se recoge en la superficie.La deshidratacin de glicol

Un ejemplo de absorcin de la deshidratacin de glicol se conoce como deshidratacin. En este proceso, un deshidratador desecante lquido sirve para absorber vapor de agua de la corriente de gas. Glycol, el agente principal en este proceso, tiene una afinidad qumica para el agua. Esto significa que, cuando est en contacto con una corriente de gas natural que contiene agua, glicol servir para "robar" el agua de la corriente de gas. Esencialmente, la deshidratacin de glicol implica el uso de una solucin de glicol, por lo general bien dietilenglicol (DEG) o trietilenglicol (TEG), que se pone en contacto con la corriente de gas hmedo en lo que se llama el 'contactor'. La solucin de glicol absorbe el agua del gas hmedo. Una vez absorbido, las partculas de glicol se hacen ms pesados y se hunden en la parte inferior del contactor de donde se retiran. El gas natural, despus de haber sido despojado de la mayor parte de su contenido de agua, se transporta a continuacin del deshidratador. La solucin de glicol, teniendo toda el agua rectificada del gas natural, se somete a una caldera especializado diseado para vaporizar slo el agua fuera de la solucin. Mientras que el agua tiene un punto de ebullicin de 212 grados Fahrenheit, glicol no hervir hasta 400 grados Fahrenheit. Este diferencial de punto de ebullicin hace que sea relativamente fcil de eliminar el agua de la solucin de glicol, lo que le permite ser reutilizado en el proceso de deshidratacin.

Una nueva innovacin en este proceso ha sido la adicin de tanque de expansin de separacin-condensadores. As como la absorcin de agua de la corriente de gas hmedo, la solucin de glicol de vez en cuando lleva consigo pequeas cantidades de metano y otros compuestos que se encuentran en el gas hmedo. En el pasado, este metano fue simplemente ventilado fuera de la caldera. Adems de perder una parte del gas natural que se extrae, esta ventilacin contribuye a la contaminacin atmosfrica y el efecto invernadero. Con el fin de disminuir la cantidad de metano y otros compuestos que se pierden, tanque de expansin de separacin-condensadores obra para eliminar estos compuestos antes de la solucin de glicol llega a la caldera. Esencialmente, un depsito separador de lquido consiste en un dispositivo que reduce la presin de la corriente de solucin de glicol, permitiendo que el metano y otros hidrocarburos para vaporizar ("flash"). La solucin de glicol luego viaja a la caldera, que tambin puede ser equipado con condensadores de aire o de agua enfriada, que sirven para capturar todos los compuestos orgnicos restantes que pueden quedar en la solucin de glicol. En la prctica, segn el Departamento de la Oficina de energa fsil de Energa, estos sistemas se han demostrado para recuperar el 90 a 99 por ciento de metano que de lo contrario sera quemado en la atmsfera.

El azufre y el dixido de carbono de eliminacin

Adems de agua, el aceite, y la eliminacin NGL, una de las partes ms importantes de procesamiento de gas consiste en la eliminacin de dixido de azufre y carbono. El gas natural de algunos pozos contiene cantidades significativas de azufre y dixido de carbono. Este gas natural, debido a la olor a podrido proporcionada por su contenido de azufre, que comnmente se llama "gas cido". Gas Sour no es deseable debido a que los compuestos de azufre que contiene pueden ser extremadamente dainas, incluso letal, para respirar. Gas cido tambin puede ser muy corrosivo. Adems, el azufre que existe en la corriente de gas natural puede ser extrado y comercializado por s solo. De hecho, segn el USGS, la produccin de azufre de Estados Unidos a partir de plantas de procesamiento de gas representa alrededor del 15 por ciento de la produccin total de Estados Unidos de azufre. Para obtener informacin sobre la produccin de azufre en los Estados Unidos, visite el USGS aqu.

Existe azufre en gas natural como sulfuro de hidrgeno (H2S), y el gas se considera generalmente agria si el contenido de sulfuro de hidrgeno sea superior a 5,7 miligramos de H2S por metro cbico de gas natural. El proceso para la eliminacin de sulfuro de hidrgeno a partir de gas cido se conoce comnmente como "edulcorante" el gas.

El proceso primario para endulzar gas natural agrio es bastante similar a los procesos de deshidratacin de glicol y absorcin NGL. En este caso, sin embargo, las soluciones de amina se utilizan para eliminar el sulfuro de hidrgeno. Este proceso se conoce simplemente como el "proceso de amina ', o, alternativamente, como el proceso Girdler, y se utiliza en el 95 por ciento de las operaciones de gas edulcorantes estadounidenses. El gas agrio se ejecuta a travs de una torre, que contiene la solucin de amina. Esta solucin tiene una afinidad por el azufre, y absorbe mucho como glicol de absorcin de agua. Hay dos soluciones de aminas principio utilizado, monoetanolamina (MEA) y dietanolamina (DEA). Cualquiera de estos compuestos, en forma lquida, absorbern compuestos de azufre a partir de gas natural, ya que pasa a travs. El gas efluente est prcticamente libre de compuestos de azufre, y por lo tanto pierde su estado de gas cido. Como en el proceso para la extraccin de NGL y la deshidratacin de glicol, la solucin de amina usada puede ser regenerado (es decir, se elimina el azufre absorbido), lo que le permite ser reutilizada para tratar el gas ms amargo.Aunque la mayora de endulzamiento de gas amargo implica el proceso de absorcin de amina, tambin es posible utilizar desecantes slidos como esponjas de hierro para eliminar el sulfuro y dixido de carbono.

El azufre puede ser vendido y utilizado si se reduce a su forma elemental. El azufre elemental es un polvo de color amarillo brillante como el material, y con frecuencia se puede ver en grandes montones cerca de plantas de tratamiento de gas, como se muestra. A fin de recuperar azufre elemental a partir de la planta de procesamiento de gas, el azufre que contiene la descarga de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente. El proceso utilizado para la recuperacin de azufre se conoce como el proceso Claus, e implica el uso de reacciones trmicas y catalticas para extraer el azufre elemental de la solucin de sulfuro de hidrgeno.

Para obtener ms informacin sobre la recuperacin de azufre y el proceso Claus, haga clic aqu.

En total, el proceso Claus es generalmente capaz de recuperar 97 por ciento del azufre que ha sido retirado de la corriente de gas natural. Dado que es un contaminante tal y sustancias nocivas, adems de filtrar, la incineracin, y 'gas de cola "limpiar esfuerzos asegurar que ms del 98 por ciento del azufre se recupera.

Para aprender ms sobre los efectos medioambientales de tratamiento de gas cido y la quema, haga clic aqu.

Procesamiento de gas es una pieza instrumental de la cadena de valor del gas natural. Es fundamental para asegurar que el gas natural destinado al uso es tan limpio y puro como sea posible, por lo que es la combustin limpia y la eleccin de energa ecolgicamente racional. Una vez que el gas natural ha sido totalmente procesado, y est listo para ser consumido, debe ser transportado desde las reas que producen gas natural, a aquellas reas que lo requieran.