Endulzamiento del gas natural

ENDULZAMIENTO
DEL GAS NATURAL
UDABOL
INTEGRANTES
ENRIQUE NAVARRO CARLA
DAHER MARCELO CRUZ
EVER BALDERRAMA
ING. GAS Y PETROLEO
GAS NATURAL

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 15-4-2014
ING. GAS Y PETROLEO 1
ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
Introducción
Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2 y los
compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los mercaptanos (RSH), el
sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc.
Las especificaciones de transporte indican 4 ppmv, o bien 0,25 granos /100 scf. (Un gramo
es igual a 15,4324 granos) El CO2 generalmente está comprendido dentro del porcentaje
de gases inertes junto con el nitrógeno, permitido entre un 2 a 3 % en total. En algunos
casos, cuando hay procesos criogénicos que siguen al endulzamiento, la remoción del CO2
debe llegar a 100 ppmv.- Hay más de 30 procesos desarrollados para quitar los gases
ácidos. De acuerdo a los métodos y productos utilizados, estos procesos pueden
clasificarse del siguiente modo:
1. Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o Chemsweet o
Sulfacheck, y la soda cáustica. Como no es posible recuperar el reactante, su uso se limita

a quitar pequeñas cantidades de sulfuros, ya sea en pequeños caudales o pequeñas
concentraciones de sulfuro de hidrógeno.
2. Soluciones acuosas de aminas, como la monoetanolamina, dietanolamina,
diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras. Como estas
soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar grandes cantidades de
sulfuros, y también CO2 cuando es necesario.
3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente físico y agua), como los procesos
Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes cargas de gas ácido.
4. Solventes físicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden regenerarse sin
calor y secar, simultáneamente el gas. Se usan mayormente para remover el grueso del
CO2 generalmente en las plataformas.
5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot, Catacarb,
Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes químicos parecidos a los solventes físicos.
6. Oxidación directa o transformación en azufre, como los procesos Stretford, Sulferox Lo
Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.
7. Adsorción, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde o Zeochem. Se
usa a bajas concentraciones de ácidos, y simultáneamente se puede secar el gas.
8. Membranas, como las producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara (Dow
Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. Son muy apropiadas para
separaciones a granel de CO2, especialmente cuando la concentración en el gas es muy
alta.
Los procesos más comunes son los de baches y el uso de aminas. Por debajo de 20
libras/día, los procesos en baches son más económicos, y sobre las 100 libras/día, se
prefiere las soluciones de aminas.
Contenido de Azufre, en Lb/día = 1.34 x (MMscfd) x (gr H2S / 100 scf)
PROCESOS EN BACHES, TANDAS
Las condiciones del material que pueda absorber gases ácidos son, · que no sea caro, · que
tenga una alta capacidad para absorber H2S, · que no sea peligroso, · y cuyos residuos
puedan ser desechados sin problemas ambientales.
Los procesos más conocidos son Chemsweet, Sulfa-Check, soda cáustica, y por supuesto,
el más conocido, el de esponja de hierro.

Ventajas:
1. Remoción completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sin consumo del
reactante por parte del CO2, excepto para la soda cáustica.
2. Inversión de capital relativamente baja comparado con procesos regenerativos.
3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independiente de la
presión de operación, lo cual da una gran versatilidad.
4. La remoción de mercaptanos de pesos moleculares más bajos es adecuada, en general.
Desventajas :
1. Para una operación ininterrumpida se requiere dos o más torres contactoras, de modo
que cuando una está trabajando, se está recargando a la otra, lo cual encarece el
proyecto.
2. La presencia de líquidos, ya sea por pobre separación, o condensación en la torre por
cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro y produce espuma.
3. Pueden formarse hidratos a presiones más altas, o temperaturas más bajas.
Esponja de hierro:
Es el proceso más antiguo y más ampliamente usado. Consiste en torres cuyos lechos
están formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con óxido férrico hidratado
(Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.
Estas astillas se cargan por el tope, a través de la entrada de hombre y se van colocando
sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El gas a ser tratado
entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante un distribuidor de entrada. A
medida que va pasando por el lecho, va reaccionando con las astillas, y deja el proceso de
endulzado por el fondo del recipiente, ver Figura 2.
Las reacciones del proceso forman sulfuro férrico y mercáptidos férricos: Fe2O3 + 3 H2S =
Fe2S3 + 3 H2O
Fe2O3 + 6 RSH = 2 Fe(RS)3 + 3 H2O

El flujo del gas es desde arriba hacia abajo, para evitar canalizaciones, y para ayudar al
flujo descendente de cualquier condensado que se produjese.
Muchos recipientes tienen toberas regadoras de agua sobre los lechos. El soporte del
lecho son varias camadas de cribas de malla de alambre, sobre un enrejado estructural.
Esto sirve como un filtro que sujeta las astillas para que no sean acarreadas por el gas. En
el fondo se coloca algún soporte adicional. El recipiente tiene bocas de hombre e el tope y
en el fondo, para carga y descarga del material. La limpieza del lecho puede hacerse con
una manguera y agua a alta presión. Cadenas de acero colocadas en el tope y en los
costados del recipiente, o enrolladas en el lecho ayudan a desalojar la esponja consumida.
Las reacciones de regeneración son las siguientes:
Fe2S3 + 3 O = Fe2O3 + 3 S
2 Fe(RS)3 + 3 O = Fe2O3 + 3 RS:SR
Para la regeneración continua se añade una pequeña cantidad de aire o de oxígeno a la
corriente de gas ácido de entrada, para oxidar el Fe2S3 y convertirlo en Fe2O3 tan pronto
como el H2S haya sido absorbido.
La regeneración periódica implica paradas de la torre, despresurización, y circulación del
gas remanente con añadidos crecientes de oxígeno. Ambos métodos son peligrosos
debido al calor desprendido por las reacciones de oxidación (85.000 Btu/lb mol de
sulfuro). Es difícil inyectar las cantidades debidas de aire, ya que los equipos de inyección
son caros. Se produce corrosión debido al oxígeno, especialmente en presencia de CO2 y
el lecho se torna una torta, o masa solidificada, debido al derretimiento y solidificación del
azufre.
Se puede usar péroxido de hidrógeno (H2O2) para regenerar las esponjas gastas, pero el
manejo de este oxidante es difícil y muy exigente en cuanto a la limpieza, además de ser
más costoso. Sin embargo su uso se justifica porque puede extender la vida de la camada
de tres a cinco veces más, y reduce la tendencia a quemarse y formar tortas. Además
reduce el tiempo de parada, por lo que se puede trabajar con una sola torre.
Procesos de líquidos y lechadas.
Aun cuando hay muchos productos químicos desarrollados para endulzar los gases ácidos,
muchos de ellos tienen severas limitaciones de uso por regulaciones de la EPA. (Agencia

de Protección Ambiental) Algunos como las lechadas de óxido de hierro, exhiben un
comportamiento errático, o provocan problemas colaterales, especialmente corrosión.
Esto último ha podido superarse en parte mediante recubrimientos internos de los
recipientes de contacto, con resinas fenólicas o epóxicas.
Los procesos con productos químicos son más costosos que usar esponja de hierro, pero
se compensa un poco con la facilidad y el menor costo con el cual puede ser limpiada y
recargada la torre de contacto. Sin embargo hay otras limitaciones: Los líquidos se
congelan, y forman espumas, de modo que debe añadirse anticongelantes,
antiespumantes, etc. Finalmente queda el problema de la disposición de los residuos
químicos.
Chemsweet es un proceso NATCO. Consiste en un polvo blanco, producto de una mezcla
de óxido de zinc, acetato de zinc y un dispersante para mantener las partículas de óxido
de zinc en suspensión. Se mezcla una parte con cinco partes de agua, lo cual disuelve al
acetato y provee una fuente controlada de iones de zinc que reaccionan
Instantáneamente con los iones del bisulfuro y el sulfuro que se forma cuando el sulfuro
de hidrógeno se disuelve en agua. El óxido de zinc vuelve a rellenar el acetato de zinc.
La presencia de CO2 en el gas natural no es un problema ya que el pH de esta lechada es
lo suficientemente baja como para prevenir absorción significativa de CO2, aun cuando la
relación de CO2 a H2S sea muy alta. En la Figura 3 puede verse una torre de Chemsweet, y
sus partes componentes. Las reacciones son las que siguen:
Endulzado: ZnAc 2 + H2S = ZnS + 2 HAc
Regeneración: ZnO + 2 HAc = ZnAc2 + H2O
Reacción total: ZnO + H2S = ZnS + H2O
Torre de contacto típica para líquidos y lechadas.
Es un recipiente cilíndrico, con cabezales elípticos, equipado con toberas de entrada y
salida de gases, un alimentador de lechadas y toberas de sobreflujo, un drenaje, una
entrada de hombre, un eliminador de niebla y un distribuidor de gas.
El gas agrio entra por el fondo y sube al plato distribuidor desde donde se lo dispersa
mezclado. El gas endulzado fluye a través del eliminador de niebla y sale por el tope.

El burbujeo del gas dentro de la lechada resulta en una expansión de la lechada igual al
volumen de las burbujas que se elevan en un determinado tiempo. De allí que hay un
valor dinámico y otro estático para la profundidad de la lechada. La altura del recipiente
debe ser suficiente para mantener un espacio de desprendimiento adecuado, es decir,
entre el tope de la lechada expandida y el eliminador de niebla. Los requerimientos
químicos, determinados por la vida útil de la camada que se desea entre cargas sucesivas,
son quienes dictan la altura de la columna. La vida útil normal está entre 30 a 90 días.
El diámetro es función del caudal de gas real a condiciones de operación. Se necesita una
velocidad superficial mínima del gas (caudal real dividido por el área transversal) para
proveer la agitación que mantenga mezclada la lechada. Si esta velocidad es muy alta, la
expansión será muy grande y la lechada será acarreada por el gas de salida
OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.
Existen otros procesos regenerativos (además de los de alcanolaminas y soluciones
mixtas), adsorción y membranas. Las propiedades únicas de los solventes y de las
membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo para situaciones especiales con
requerimientos específicos (ej. offshore). Se los puede clasificar en:
1. Solventes físicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flúor
2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot, Catacarb,
Benfield y Gianmarco- Vetrocoke.
3. Oxidación directa a azufre, como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-Cat,
Instituto Francés de Petróleo, etc.
4. Adsorción ej: tamices moleculares
5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace Membranes Internacional
Permeation, y Monsanto.
Ventajas
1. El tamaño del equipo y los costos son más reducidos, en general.

2. Cargas de gas ácido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presiones parciales del gas
ácido, y tasas de circulación reducidas, como en los solventes físicos.
3. Regeneración sin calor, como en los solventes físicos, o sin regeneración, como en las
membranas.
4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en las soluciones de
carbonato de potasio.
5. Eliminación de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidación directa.
6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados de CO2 (por
encima de 50%, de forma económica), como las membranas.
7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o sólo con compresión, como en las
membranas moleculares.
Desventajas
1. Los diseños de procesos más complejos a menudo se limitan a una aplicación específica.
Costos de ingeniería más altos.
2. Algunos solventes físicos absorben cantidades significativas de hidrocarburos más
pesados, los cuales se pierden, a veces.
3. Algunos solventes físicos son caros y muy corrosivos a los elastómeros usados ,como
asientos y sellos en las válvulas e instrumentos.
4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol, Rectisol, Purisol,
Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt.
5. Los separadores de membranas son caros. Solventes Físicos
Son líquidos orgánicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones y temperaturas
ambientes o más bajas. La regeneración se hace por vaporización a presión atmosférica, y
a veces con vacío; generalmente no se usa calor. Los diagramas de flujo básicos son
similares a los procesos con alcanolaminas. El solvente físico debe ser de baja viscosidad
(bajo derretimiento), químicamente estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas
contaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la presión parcial del gas
ácido, o sea, se aplica la ley de Henry.

Selexol
Este método fue desarrollado por la Allied Chemical Company, y su uso primario es para
corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintéticos. Se lo usa en muchas
instalaciones para remoción en masa de CO2 y ahora último para remoción simultánea del
H2S. Es una mezcla de dimetil éteres de glicoles de polietileno, generalmente desde el
trimero hasta el hexámero. Es no tóxico, alto punto de ebullición, puede usarse en
equipos de acero al carbono, y es un excelente solvente para gases ácidos, otros gases
sulfurosos, hidrocarburos pesados y aromáticos.
El gas de entrada se mezcla con el solvente rico de la torre de contacto, se lo enfría y se lo
separa antes de entrar al contactor. Siguiendo al separador hay cuatro flashes: un primer
flash a alta presión, necesario para recuperar el metano co-absorbido. El segundo es un
flash a presión intermedia, donde el CO2 es liberado a presión elevada. El tercero es un
flash a presión atmosférica y el cuarto, al vacío. El flash intermedio suelta el CO2 a presión
elevada, desde la cual puede ser expandido para que ceda poder de refrigeración, o desde
la cual puede ser recomprimido para inyección en el reservorio. El flash atmosférico sirve
para reducir la carga del flash al vacío.
Con absorción a 1000 psia y un flasheo al vacío de 5 psia, el nivel de CO2 en el producto
final es de 1 %, un contenido muy apropiado para la mayoría de los procesos de
purificación del gas natural. Niveles más altos, como 2,3 o 5% se obtienen por flasheo a
presiones mayores.
A presión atmosférica el nivel de CO2 es de alrededor de 3.5 %. El quitar y expandir el CO2
simultáneamente produce un enfriamiento significante. Un 30 % de CO2 en el gas de
alimentación a 1000 psia generalmente suministra suficiente enfriamiento para rebajar el
calor del bombeo y del abatimiento de presión, compresión, la radiación solar y las
diferencias de temperatura entre la alimentación y el producto de salida. Se necesita
refrigeración si una cantidad considerable de CO2 no se flashea, porque se la inyecta de
nuevo en un reservorio.
Note que el Selexol también absorbe los hidrocarburos más pesados. Para corrientes de
gas rico se previene que tenga lugar esta extracción mezclando con agua para formar una
fase de hidrocarburos. Luego esta agua debe ser quitada, lo cual requiere calor.
Rectisol

Este proceso ha sido desarrollado por las compañías alemanas Lurgi y Linde. El solvente en
este proceso es Metanol, cuya alta volatilidad requiere que la torre de contacto esté a
muy bajas temperaturas, por ejemplo de 0 a – 70 º F. Esto limita su aplicabilidad a
corrientes de gas natural muy livianas. Se lo usa mayormente para tratar gases de síntesis
en Europa, y el rango de aplicación está entre –30 a –100 º F. Existen procesos adicionales
incluyen recuperar hidrocarburos de las corrientes de H2S y CO2
Purisol
El solvente Lurgi Purisol es un n-metil-2-pirrolidona, también conocido como NMP o
MPyrol. Es un solvente excelente para H2S, CO2, H2O, RSH, hidrocarburos y desgraciada
mente muchos elastómeros. También es muy selectivo hacia el H2S. Tal como el Rectisol,
se lo usa para tratar gases sintéticos en Europa.
Solvente Fluor
Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSH del gas natural.
No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre pueden reducirse a
4 ppm o menos. Además puede quitar agua de las corrientes de gas natural. Es decir, en
un solo paso es posible acondicionar y deshidratar el gas a especificaciones de gasoducto.
Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol para remoción en
masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % de CO2.
El carbonato de propileno tiene muchas ventajas que lo hacen apropiado como solvente
para gases ácidos:
1. Bajo calor de solución para el CO2
2. No es corrosivo hacia metales comunes
3. Baja presión de vapor a temperaturas de operación
4. Baja viscosidad
5. Alto grado de solubilidad para CO2 y otros gases
6. Químicamente no reactivo hacia todos los componentes del gas natural
7. Baja solubilidad para hidrocarburos livianos (C1, C2)

Esas características disminuyen los requerimientos de bombeo y de calor, disminuyen los
problemas de corrosión y no hay grandes pérdidas de solvente en la operación (menos de
1 lb /MMscf). Sin embargo el sistema requiere diseños especiales, como absolvedoras más
grandes, y tasas de circulación más altas para obtener la calidad de las especificaciones de
gasoducto, por lo que generalmente no es económicamente tan aplicable.
Un diagrama de flujo típico con regeneración, consiste en dos etapas de flasheo. El primer
gas de flasheo contiene la mayor parte de los hidrocarburos y es comprimido y reciclado.
El segundo flash conduce la turbina de expansión.
Las mejores aplicaciones son para gases livianos con una presión parcial por encima de 60
psi. Temperaturas del solvente por debajo de la ambiente reducen la tasa de circulación y
el tamaño del equipo. Si se expande el CO2 flasheado se puede conseguir la necesaria
refrigeración.
Soluciones de Carbonato de Potasio caliente En los años cincuenta fue desarrollado el
proceso original Hot Pot por el Bureau of Mines de U.S. Las mejoras continuaron como
ser, uso de catalizadores para aumentar las tasas de reacción, inhibidores de corrosión,
etc., todo lo cual resultó en procesos patentados (Catacarb y Benfield). Sin embargo la
mayoría de las aplicaciones son para gases sintéticos más bien que para gas natural.
Varios procesos quedaron en el pasado, y muchos están en revisión por consideraciones
ambientales debido a las nuevas leyes en vigor, mucho más restrictivas que antes. Por
ejemplo, el proceso Gianmarco- Vetrocoke, usado ampliamente en Europa, tiene
problemas ambientales debido a los catalizadores de arsénico.
Los procesos de carbonato de potasio usan soluciones inorgánicas acuosas que contienen
25 a 35 % en peso de K2CO3. La absorción es química, y no física.
La solución Catacarb contiene boratos metálicos, álcalis y un inhibidor de corrosión. El
proceso Benfield tiene un aditivo que es un óxido de vanadio. Ambos producen cargas de
gas ácido más grandes, tasas de circulación más bajas, equipos más pequeños y menor
mantenimiento.
Los rasgos más salientes de estos procesos son:
1. Las reacciones químicas son específicas para el CO2 y el H2S y a la temperatura de
contacto la solubilidad de los otros gases es despreciable.
2. Los calores de reacción que absorben CO2 y H2S son alrededor de la mitad de lo que se
necesita para alcanolaminas, reduciendo los requerimientos de calor comparativamente –
0.6 a 0.8 lb de vapor por galón de solución circulada.
3. La remoción completa del H2S requiere la presencia del CO2. El COS y el CS2 se sacan
por hidrólisis pasándolos a H2S y CO2. Los mercaptanos son difíciles para sacar

4. Las recuperaciones de gas ácido de 4 a 8 scf/gal son alcanzables. No se puede obtener
cargas más altas porque la absorción en este caso es química, lo cual es más limitado.
Procesos de conversión directa:
Consideraremos sólo los procesos usados para quitar H2S del gas natural. Esto elimina lo
que se llama la limpieza del gas de cola, donde dos moles de H2S se los hace reaccionar
con un mol de SO2.
El esquema básico usa reacciones de óxido-reducción. El H2S es absorbido en una solución
alcalina que contiene transportadores de oxígeno, y es convertido a azufre elemental.
La solución se regenera por aire la cual también actúa como agente de flotación para el
azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el talón de Aquiles de estos procesos.
La recolección y remoción del azufre es difícil, y el taponamiento de las líneas es la causa
común de las paradas de planta.
El proceso Stretford, patentado por la British Gas Corporation, ha sido ampliamente
usado.
La solución absorbente es una solución diluida de Na2CO3, NaVO3 y ácido disulfónico
antraquinona (ADA). Las reacciones se efectúan en cuatro pasos del proceso, no son
afectadas por presión y toleran temperaturas hasta 120 º F. La solución es no corrosiva. La
solución oxidada se entrega desde un tanque de bombeo al tope de la planta
absorbedora, donde se contacta en contracorriente con el gas. La solución reducida fluye
hacia un tanque de flasheo al terminar el recorrido por el contactor. Los hidrocarburos
gaseosos que se han disuelto en la solución se flashean, y la solución fluye hasta la parte
inferior del recipiente de oxidación. Allí se la vuelve a oxidar con el paso de una corriente
de aire, y se la envía al tanque de bombeo.
El azufre es llevado hasta el tope del oxidador por medio de una espuma creada por la
aireación de la solución, y pasa a un espesador, en donde se trata de aumentar el peso del
mismo, y desde ahí se lo envía a procesos de recuperación.
El proceso Claus, usado para tratar corrientes de gas que contienen altas concentraciones
de H2S, es otro de los procedimientos de conversión directa. La química de las unidades
involucra oxidación parcial del sulfuro de hidrógeno a dióxido de azufre, y azufre
elemental.

En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando la corriente
gaseosa ácida en un horno de reacción. Este SO2 es la carga para la siguiente etapa, la fase
de reacción catalítica. Puede haber múltiples etapas para lograr una mejor conversión del
H2S. Luego de cada etapa hay condensadores para separar y condensar los vapores de
azufre de la corriente principal. Pueden lograrse eficiencias de conversión de 94 a 95% con
dos etapas, y hasta un 97 % con tres etapas.
El gas efluente se quema o se envía a otra unidad de tratamiento, para tratar el “gas de
cola”, como se le llama, antes de ser expulsado a la atmósfera.
El proceso IFP, patentado por el Instituto Francés de Petróleo, consiste en hacer
reaccionar H2S con SO2 para producir agua y azufre. La reacción total es: 2 H2S + SO2 ® 2
H2O + 3 S
Los gases mencionados se mezclan y luego se los contacta con un líquido catalítico en una
torre de relleno. El azufre elemental se recupera en el fondo de la torre. Parte de este
azufre se quema para producir el SO2 necesario para sacar el H2S. La variable más
importante del proceso es la relación H2S a SO2 en la alimentación. Esto es controlado por
analizadores para mantener el desempeño del sistema.
El proceso Lo Cat usa una solución extremamente diluida, de 0.15 a 025 % en peso de
quelados orgánicos de hierro en agua para convertir el H2S en agua y en azufre elemental.
La solución se amortigua con KHCO3 formado por reacción del CO2 de la corriente de gas
con el KOH de la fórmula. Las unidades de Lo Cat pueden usarse para limpieza de los gases
de cola que quedan después de someter al gas natural a otros tratamientos.-
El Sulferox es otro proceso, que también está basado en quelatos de hierro. Las
dificultades con el barrido de hierro soluble incluyen precipitación del hidróxido férrico
bajo condiciones alcalinas. Y del sulfuro de hierro de la solución ácida, de modo que el
control de pH es crítico. Otro problema es que los quelatos corroen el acero al carbón. Se
necesita acero inoxidable.
Por las razones expuestas estos procesos y otros parecidos, no han prosperado mucho.
Procesos de adsorción
Se llaman así los procesos por los cuales las moléculas de líquidos o gases quedan
retenidas en la superficie de los sólidos. Esta retención puede ser una reacción química,
condensación capilar, fuerzas intermoleculares o una combinación de todas. Su mayor
aplicación es en la deshidratación del gas natural, especialmente como un primer paso en

la recuperación criogénica de líquidos del gas natural. Los tamices moleculares de zeolitas
son los adsorbentes más adecuados para H2S, CO2, RSH, etc. Son no tóxicas, no corrosivas
y están disponibles en tamaño de poros que van desde los 3 a los 10 angstroms. Los
tamaños pequeños adsorben H2S, pero son muy pequeñas para los mercaptanos más
pesados. Los tamaños mayores se usan para remoción total de los sulfuros.
Los tamices moleculares adsorben solamente moléculas polares. Entre los contaminantes
comunes del gas natural el H2O es la adsorbida con mayor fuerza, seguida por los
mercaptanos, el H2S y el CO2, en ese orden. Debido a que los componentes con una
afinidad mayor por la adsorción desplazarán a los componentes menos estrechamente
mantenidos, se puede obtener la remoción selectiva de los contaminantes de azufre hasta
muy bajas concentraciones en el efluente, de 0.01 gr /100 scf
Separación por Membranas
La separación por membranas es el desarrollo más reciente y a pesar del receso
económico, su uso sigue aumentando. Su mayor uso ha sido separación de H2 a partir del
amoníaco, NH3, y separación de CO2 de los gases de refinería.
La separación del gas tiene lugar sobre una base molecular, por lo que debe usarse
delgadas películas, sin poros. La permeación a través de la película no es filtración: es
porción en el lado de alta presión, difusión a través de la película, y desorción en el lado
de baja presión.
Las membranas consisten en una película de polímero ultra delgado sobre la superficie de
un delgado sustrato poroso. Dependiendo del diseño, o la cubierta, o el sustrato controla
la tasa de permeación de la película compuesta.
Hay dos configuraciones básicas: enrolladas en espiral, como las marcas Separex y Grace,
y las fibras ranuradas, como las marcas Prism y duPont. La Figura 1 ilustra la construcción
de un separador estilo espiral: consiste en capas sucesivas de canales de flujo del gas de
alimentación, membrana de separación, canal de flujo permeable, y membrana de
separación enrollada alrededor de un tubo permeado axialmente. Al paquete se lo ubica
dentro de un recipiente a presión cilíndrico para formar un elemento que es
generalmente de 4-8 pulgadas de diámetro exterior por 4 a 5 pies de largo. Los elementos
se combinan en paralelo y/o en serie para formar el paquete separador. Para estas
membranas, una cubierta de acetato de celulosa densa, no porosa, es generalmente la
camada activa, o controladora de la permeación.

También existen separadores de fibras ranuradas. Las fibras son cilindros ranuradas de
menos de un mm de diámetro exterior, torneado desde el material de control de
separación, generalmente un material polisulfonado cubierto con una capa de elastómero
de silicona para protección. Las dimensiones típicas de la pared son: un sustrato de hasta
300 micrones –la camada separadora es solo 500 a 1000 angstroms de éste- y uno a dos
micrones de recubrimiento. El manojo de fibras ranuradas que está sellado en un
extremo, encaja dentro de una carcasa de acero. La unidad se parece a un intercambiador
de tubo y coraza, La alimentación y el gas de salida no permeado están en el lado de la
coraza y el gas permeado está en el lado de los tubos. Las dimensiones típicas son 4 a 8
pulgadas de diámetro y 10 a 20 pies de largo.
Características de las membranas
Las membranas separan gases por la diferencia en las tasas a las cuales los gases se
difunden a través de la película. Los gases más rápidos se recogen en la corriente
perneada y los gases más lentos en la corriente no permeada. Existen tablas que muestran
las tasas de permeación para los dos tipos de membranas.
Cuando la diferencia en los coeficientes de permeación es grande, es posible una buena
separación de los gases, pero cuando la diferencia es pequeña, por ejemplo el H2S y el
CH4, la separación es difícil y cara porque se necesitan varias etapas. En cualquier caso la
separación no es completa: el gas permeado contiene algo del gas residual, y viceversa.
Un gas dulce corresponde a 4 ppm de H2S, un resultado no práctico considerando los
coeficientes de los dos gases. El gas seco (7 lb H2O / MMscf) corresponde a 147 ppm. Esto
se puede lograr pero el CH4 perdido con el agua es demasiado valioso. La recuperación
involucra enfriar para condensar la mayor parte de agua, compresión a la presión de
alimentación, y recirculación. Generalmente esto es demasiado equipamiento para
competir económicamente con la deshidratación por glicol. La separación del CO2 es
mucho más práctica.
El gas residual puede contener 2 a 3 % de CO2, y el CH4 en el CO2 generalmente no es un
problema.
USO DE AMINAS

Muchos procesos continuos de endulzamiento del gas usan soluciones acuosas de
alcanolaminas como la monoetanolamina, dietanolamina, diglicolamina,
metildietanolamina, o soluciones mixtas como Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras. A
las soluciones mixtas se les añade un solvente físico para mejorar el desempeño de la
amina en situaciones especiales, como ser, cuando hay una nueva especificación para el
gas de salida, más baja, o una nueva corriente de entrada con altas concentraciones de
gas ácido, o mayor proporción de mercaptanos en donde la alcanolamina sola no es lo
más apropiado, etc.
La ventaja de estos procesos es que la solución que hace el tratamiento puede ser
regenerada y recirculada, por lo que puede usarse para quitar grandes cantidades de
sulfuros, y también CO2 cuando es necesario. Hay varias otras ventajas, entre ellas:
a. Remoción completa de gases ácidos desde concentraciones medias a altas, aún a
caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante.
b. Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido, comparado con
los procesos en tandas.
c. La composición de la solución puede prepararse de acuerdo a la composición del gas
ácido.
d. Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos también pueden ser quitados
cuando se añade un solvente físico a la solución de amina
Las desventajas son:
1. Alta inversión de capital, comparada con los procesos baches
2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos
3. Algunos de los procesos como el Sulfinol, o el Flexosorb, requieren licencia o pago de
patentes.
Reacciones químicas:
1. Ionización e hidrólisis del H2s y del CO2
2. Formación de protones de aminas
3. Reacciones con H2S

4. Reacciones con CO2
5. Otros gases sulfurados: Las bases de amina son muy débiles para formar mercáptidos, y
el COS no hidroliza a temperaturas ambientes. De modo que para realizar la remoción de
los RHS, COS y RSSR, se lo hace por absorción a alta presión, mientras que la regeneración
del solvente se realiza por desorción a baja presión y alta temperatura. Se añade un
solvente físico cuando la afinidad por los gases sulfurosos es insuficiente.
Descripción de las aminas:
Monoetanolamina, MEA: Fue la primera amina usada para estos procesos. Se la emplea
a menudo cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es decir, para bajas presiones y /
o bajas concentraciones del gas ácido. La MEA es una amina primaria, la de peso
molecular más bajo. Por consiguiente es la más reactiva, corrosiva y volátil. Por eso se la
usa en soluciones relativamente diluídas, tiene las pérdidas por evaporación más altas,
requiere más calor para su regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más bajo.
Las aminas primarias forman ligaduras más fuertes con los aniones de gas ácido, que las
aminas secundarias y terciarias. Es por ello que el proceso de regeneración, que implica la
descomposición de las sales formadas durante la absorción de los gases, es más difícil.
Para aumentar la regeneración se usa generalmente un recuperador que opera a
temperaturas más elevadas que el rehervidor.
Dietanolamina, DEA, es el solvente endulzante más ampliamente usado. Si se lo compara
con la MEA, tiene calores de reacción más bajos con el H2S y con el CO2, es menos
corrosivo y puede usarse en concentraciones más altas con cargas más grandes de gases
ácidos. Esto se traduce en una tasa de circulación reducida, que significa costos de capital
y operación menores.
La DEA también es muy resistente a la degradación producida por los RSH y COS. Su mayor
desventaja es la incapacidad de desprenderse del CO2, y el precio, que en algunos casos
es aventajado por nuevos procesos. Hay una adaptación al proceso, llamada SNPA,
desarrollada por la Elf-Aquitaine, que logra cargas de gas ácido mucho más altas, algo de
0,7 moles de gas/mol de DEA, sin corrosión excesiva. Pero necesita altas presiones
parciales del gas ácido de entrada, alrededor de 4 atmósferas, por lo que no se puede
aplicar en todos los casos.

Disopropanolamina, DIPA. El proceso ADIP licenciado por Shell usa frecuentemente este
tipo de amina. Los requerimientos de vapor de agua son bajos, bajas tasas de corrosión, y
es apropiado para gases que contengan COS. Se lo usa para sacar el H2S y el COS del gas
licuado LPG. Sin embargo la degradación irreversible producida por el CO2 y el COS es
mayor que para la MEA, DEA o DGA, lo cual significa menor cantidad de solución que
puede ser regenerada en el proceso.
Diglicolamina, DGA. Es una amina primaria con igual peso molecular que la DEA. Es muy
apropiada para climas fríos, por cuanto las soluciones congelan bastante más abajo que el
punto de congelamiento de soluciones de DEA y de MEA. Una solución al 65% de DGA
congela a – 40º F. Una solución de MEA al 20% congela a 15 º F, y una solución de DEA al
30% congela a 20 º F. Es parecido a la MEA, apropiado para tratar corrientes gaseosas con
bajas presiones parciales de los gases ácidos. y necesita de un recuperador para completar
la regeneración. Asimismo presenta una gran afinidad por compuestos sulfurosos
orgánicos.
Metildietanolamina, MDEA. Las aminas terciarias tienen una selectividad por el H2S
sobre el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases ácidos. Esta propiedad
selectiva es bien aprovechada para graduar el contenido de H2S en el gas de alimentación
de las plantas de azufre, o bien para quitar el H2S del CO2, cuando se va a usar este último
en proyectos de inyección. Además necesitan la menor cantidad de calor para
regenerarse, porque pueden usarse al 50% con cargas de gas ácido de 0.4 mol/mol, tienen
los más bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el calor específico más bajo. Las
pérdidas de solvente son muy bajas y el punto de congelamiento es de unos 25 º F. La
MDEA también forma parte de muchas formulaciones de solventes especiales.
Solventes especiales: Se ha desarrollado una gran familia de productos en los últimos
años, todos ellos basados en las alcanolaminas. Son mezclas de solventes con inhibidores
de corrosión que permiten aumentar las concentraciones, hasta un 30 % para la MEA y un
50 % para la DEA, reduciendo así la tasa de circulación de las aminas y el calor requerido
para la regeneración en forma sustancial.
Los solventes Gas/Spec, de Dow Chemicals y el Ucarsol, de Union Carbide, son los
productos que se han posicionado mejor en el mercado este último tiempo. Son solventes
basados en MDEA, junto con otras aminas, ablandadores, promotores, inhibidores de
corrosión, y antiespumantes. Los solventes Flexsorb, desarrollados por la Exxon, usan la

presencia de un grupo grande próximo al átomo de nitrógeno, y la basicidad para
controlar la reacción
CO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminación selectiva del H2S y remoción total de
CO2.
Soluciones mixtas: El Sulfinol , desarrollado por Shell fue el primero de estos procesos. La
solución usa un solvente físico, el sulfolano en este caso, y ya sea DIPA o MDEA como la
amina. Además de absorber compuestos azufrados orgánicos, la capacidad del Sulfinol
para los gases ácidos aumenta con la presión parcial de los mismos. Este producto es
apropiado para corrientes gaseosas con altos contenidos de gas ácido.
Como la mayoría de los solventes físicos, el Sulfinol tiene una significativa afinidad por los
hidrocarburos, especialmente los aromáticos. Entonces conviene instalar facilidades de
pretratamiento adelante del gas ácido, si va a usarse para una planta de recuperación de
azufre. Si se usa MDEA la solución puede quitar selectivamente el H2s y dejar hasta el 50%
del CO2 originalmente en el gas. Hay varios otros solventes desarrollados últimamente,
pero como son patentados, cuestan más que las alcanolaminas.
Tasa de flujo de la amina:
Seleccionar la solución de endulzamiento apropiada, las concentraciones de amina y el
solvente físico. Por ejemplo, MEA o DGA para gas a baja presión. DEA para la mayoría de
las aplicaciones, DGA para climas fríos, MDEA para remoción selectiva de H2S, y procesos
de solvente físico para remoción de sulfuro orgánico. Calcular las presiones parciales del
H2S, CO2, RSH y otros gases de azufre orgánicos usando la presión de la torre y la
composición del gas de entrada. Estimar la temperatura de la solución de amina rica en el
fondo de la torre de contacto. Esta es generalmente de 20 a 40 º F más caliente que el gas
de entrada. Calcular las cargas de equilibrio para el H2S, CO2, RSH, etc. en la solución de
amina rica. Esto requiere datos de solubilidad que pueden hallarse en manuales de
fabricantes, en el GPSA, en el Dow Fact Book, etc. Allí se encuentran los datos para la
mayoría de las soluciones de amina y tienen en cuenta el efecto interactivo de la
absorción del H2S y CO2 y viceversa.
Casi todos los datos de solventes físicos son propiedad de alguien. En el GPSA puede
hallarse datos para interpolar las temperaturas. Suponer una aproximación al equilibrio y
determinar los recobros para H2S, CO2, RSH, etc. Las soluciones mixtas son más complejas

porque tanto la amina como los solventes físicos deben ser considerados separadamente,
y también las interacciones entre esos absorbentes. La carga rica típica es de alrededor del
80 % de la concentración de equilibrio y la carga pobre (regenerada, mol gas ácido/mol
amina) es de 0.05 a 0.1 para aminas primarias, 0.03 a 0.05 para aminas secundarias y tan
bajo como 0.005 para solventes especiales basados en MDEA. Calcular la tasa de
circulación de amina a partir de la remoción y el contenido de gas ácido del gas agrio.
Calcular los calores de reacción y solución para todos las extracciones de gas. Usar los
datos de la Tabla 3 y las tablas del GPSA Data Book (1987).
Estimar la temperatura de alimentación de la amina pobre – 100 a 130 ºF y la
temperatura de salida del gas dulce – 15 a 30 º F más caliente que el gas de entrada y/o 0
a 15 ºF por arriba de la amina pobre.
Hacer un balance de calor alrededor de la torre de contacto. Verificar todas las
suposiciones.
Caso contrario se requiere otra iteración.
Puede Obtenerse un estimado rápido de la tasa de flujo para soluciones típicas de MEA,
DEA, DGA y MDEA, usando la siguiente ecuación, de Khan & Manning , 1985: Caudal de
circulación (gpm) = K (MMscfd)(Porcentaje molar de gas ácido quitado)
Sistema de absorción.
El sistema de procesamiento de gas a alta presión consiste en un depurador de entrada,
una torre de contacto y un separador de salida.
El depurador o separador de entrada quita los baches y gotas de hidrocarburos
condensados, agua producida, inhibidores de corrosión y químicos de los tratamientos de
los pozos que vienen con la corriente de gas agrio. Debe estar colocado tan cerca como
sea posible del contactor de amina. Puede ser complementado, pero nunca reemplazado,
por un depurador integral colocado dentro de la torre absorbedora. Los líquidos de
acarreo son la fuente más común de contaminación para todos los procesos de
endulzamiento.
La mayoría de las torres absorbedoras usan platos para contactar el gas agrio con la
solución de amina. Sin embargo se usan también las columnas empacadas para pequeñas
aplicaciones. El diseño normal son 20 platos tipo válvulas, con una almohadilla atrapa-
nieblas por encima del plato superior. El espaciamiento típico entre platos es de 18 a 24
pulgadas, y la distancia entre el plato superior y demister es de 3 a 4 pies.

Algunos contactores tienen un lavado de agua que consiste de dos a cinco platos por
encima del plato de alimentación de la amina. Esto elimina el acarreo de amina, a la vez
que añade agua a la preparación de manera conveniente, y se usa a menudo en unidades
de MEA a baja presión.
El mejor modo de monitorear el comportamiento del absorbedora y de detectar el
espumamiento es por medio de una celda de presión diferencial conectada a la entrada y
a la salida del gas. En ese caso debe incluirse las correspondientes conexiones.
El área transversal del contactor se dimensiona para las tasas de flujo de gas y amina.
Verificar el punto de rocío a los hidrocarburos en el contactor, tanto a las condiciones
de salida como a las de entrada. Recordar que el punto de rocío aumenta a medida que se
va quitando los gases ácidos, y la condensación de los hidrocarburos es una de las causas
que producen excesivo espumamiento.
Verificar si hay condensación retrógrada en la torre absorbedora. La condensación de
los hidrocarburos puede resultar de una elevación de temperatura o de una caída de
presión en el contactor. El separador de salida quita cualquier acarreo de líquidos del gas
dulce y previene la contaminación del equipamiento aguas abajo. También sirve para
detectar espumamiento excesivo en el contactor.
Sistema de regeneración.
El sistema de regeneración consiste de un tanque flash, intercambiador de calor amina
pobre/ amina rica, columna destiladora de despojamiento, filtros del rehervidor y
enfriador aéreo. También hay reflujo, elevadores de presión y bombas de circulación. Y las
aminas primarias requieren un recuperador. La solución de amina absorbe HC como
también los gases ácidos en la torre de contacto. Estos se flashean cuando se reduce la
presión.
El tanque de flasheo (o vaporización) provee el tiempo de residencia para esta
separación de gas de la solución de amina rica. La absorción de HC depende de la
composición de entrada y de la presión.
Para un gas ácido pobre, la regla es de 2 scf/gal. Se recomienda tiempos de residencia de
10 a 15 minutos para una unidad de dos fases, y de 20 a 30 minutos para recipientes

trifásicos. Cuando se usa el gas de flasheo, que contiene H2S como combustible, hay que
tratarlo con la amina pobre. Una pequeña torre empacada instalada encima del tanque de
flasheo es suficiente para este propósito.
El intercambiador de calor amina rica/ amina pobre precalienta la solución de amina rica
y reduce los requerimientos de calor del rehervidor. También enfría la amina pobre y
reduce el servicio del enfriador aéreo. Se usa tanto los intercambiadores de tubo y coraza
como los de bastidor y placas. Generalmente la solución rica va por el costado del tubo
con una velocidad de entrada de 2 a 4 pies / seg, para reducir la corrosión. El cambio de
temperatura para ambas corrientes está entre 70 a 100 ºF y la presión cae de 2 a 5 psi. Es
práctica común usar dos o más intercambiadores en serie para acomodar un cruce de
temperaturas; por ejemplo: la salida de la amina rica está más caliente que la salida de la
amina pobre. Al igual que el absorbedor, la columna de destilación o despojamiento es de
platos, o empacada. Puede usarse el mismo procedimiento para diseñarla. Un diseño
normal consiste en 20 platos enrejados en V, espaciados 24 pulgadas. Esto equivale entre
7 a 10 platos teóricos cuando la eficiencia de los platos es de 40 a 50 %.Los platos se
diseñan para tasas de líquidos e inundación por chorros de 65 a 75 %, con un factor de
espuma de 0.75
El condensador de reflujo y el enfriador de amina son enfriados por aire,
intercambiadores de calor de tiro forzado con persianas automáticas para control de
temperatura. Añadir un factor de seguridad del 10 % al servicio de calor. Hasta una tasa de
amina de 200 gpm, ambos servicios pueden estar combinados en una estructura con un
ventilador común. Se aconseja la recirculación del aire cuando se espera que la
temperatura ambiente esté por debajo de 10 º F. A menudo se necesita un enfriador
preparado para usar agua, para la corriente de amina pobre.
El acumulador de reflujo separa el reflujo o agua condensada de los gases ácidos
saturados en agua. El agua se devuelve al despojador y los gases ácidos se los envía a la
antorcha o a una unidad de recuperación de azufre. Generalmente se incluye un
lmohadilla deshumificadora, y algún medio para medir la tasa de reflujo.
Establecer la relación de reflujo, es decir, moles de agua que vuelven al destilador a moles
de gases ácidos que dejan el condensador de reflujo. Esto varía desde 3 para las aminas

primarias y bajas relaciones CO2 / H2S a 1.2 para aminas terciarias y altas relaciones CO2 /
H2S.
Los rehervidores de amina más pequeños son calentadores de fuego directo que usan
gas natural. La superficie del tubo de fuego se basa en un flujo de calor de 6500 a 8500
Btu/ hr pie2, para mantener la temperatura de la pared del tubo por debajo de 300 º F.
Los rehervidotes más grandes usan haces de vapor o de aceite caliente. Se produce menos
corrosión con los diseños tipo tetera (kettle) que con los de termosifón.
Se necesita un tanque de compensación que pueda mantener unos 10 a 15 minutos de
flujo. Generalmente es una extensión del rehervidor de tubos de fuego para pequeñas
unidades, y un recipiente separado para sistemas más grandes.
Los requerimientos del rehervidor son: 1) calor para llevar la solución de amina ácida a su
punto de ebullición
2) calor para romper las ligaduras químicas entre la amina y los gases ácidos; 3) calor para
vaporizar el reflujo
4) carga de calor para el agua de preparación
5) las pérdidas de calor del rehervidor y de la destiladora. Se necesita un factor de
seguridad de 15 a 20 % para empezar. También es necesario medir la entrada de calor (o
el calor que hay que producir).
Los requerimientos de calor y áreas de transferencia del equipo de regeneración pueden
estimarse a partir de las tasas de circulación de la amina.
Recuperador
Las aminas primarias requieren una regeneración adicional, es decir, una destilación
semicontinua en un recuperador, Figura 5. Al comienzo el recuperador se llena hasta los
dos tercios con amina pobre y un tercio con una base fuerte tal como un carbonato o
hidróxido de sodio al 10 % en peso. El calor destila la amina y el agua dejando los
contaminantes en el recuperador. Una corriente deslizante de 1 a 3 % de la tasa de flujo
de la amina pobre se introduce continuamente. Se añade la base necesaria para mantener
el pH en 12. La temperatura del recuperador sube a medida que se acumulan los

contaminantes, y la operación se detiene a una temperatura predeterminada 300 º F para
la MEA – para limitar la degradación térmica de la amina.
Filtros
Se necesita tanto los filtros mecánicos para partículas como los filtros de carbón activado
para hidrocarburos pesados y productos de degradación de la mina. Es mejor instalar
filtros en ambas líneas de amina, la rica y la pobre, pero es más costoso. Un filtro
mecánico en la línea de amina rica, justo después del tanque de flasheo, previene el
taponamiento en el intercambiador de calor de amina rica/ pobre y en el destilador.
El filtro mecánico debe soportar el flujo total y sacar 95% de las partículas de 10
micrones o mayores. Para unidades grandes con altas tasas de circulación, una corriente
deslizante puede que sea más práctica.
El filtro de carbón está dimensionado para 10 a 25 % de la tasa de circulación. Usar
carbón de piedra, duro (charcoal), con una malla tamaño 5 a 7. Para gases muy ricos es
aconsejable un filtro de carbón en ambas líneas, rica y pobre.
Bombas
El elevador de presión (booster) de la amina y las bombas de reflujo son centrífugas, y
están preferiblemente en línea o colocadas horizontalmente. Se recomienda una
capacidad de relevo del 100 %
La selección de la bomba de circulación depende de la presión del contactor y de la tasa
de circulación de amina. Incluir una capacidad de relevo 50 a 100 %. Se prefiere a las
bombas reciprocantes, como norma, pero se usa bombas centrífugas para bajas
presiones. Ej. 100 psig. Se usa bombas horizontales multietapas, centrífugas para altas
presiones (700 psi) o tasas de circulación elevadas (300 gpm)
Al dimensionar y fijar el caudal de las bombas, usar una presión de succión positiva baja,
de 3 a 10 psig. Los tamaños de los motores pueden ser estimados a partir de la tasa de
circulación de aminas.

Panel de Control
El panel de alarma y parada puede ser electrónico o neumático. En ambos casos, ya sea
por una mala función del proceso o por seguridad, se cierra la unidad, suena la alarma y se
indica la condición responsable del evento.
Como mínimo, lo siguiente debería disparar las paradas de planta:
Materiales de Construcción
Hay autores que han revisado los tipos de corrosión que se producen en las plantas de
tratamiento. Ellos son: corrosión general, galvánica, grietas, puntitos, intergranular,
lixiviación selectiva, erosión y rotura por tensiones de corrosión. Esto último es
importante porque las corrientes de gas que contienen sulfuro de hidrógeno hacen que
los metales se rompan por tensiones de sulfuros. Los aceros al carbón se tornan
susceptibles cuando la presión parcial del H2S excede 0.05 psia a las presiones del sistema
por arriba de 65 psia.
Además de la corrosión por H2S es bueno tener en cuenta otros factores, como ser: 1.
Corrosión por CO2, especialmente cuando la temperatura de la amina rica excede los 150
ºF. Se recomienda limitar las concentraciones de amina y usar inhibidorres de corrosión.
2. Corrosión electrolítica, debido a la presencia de metales no parecidos en ambiente
acuoso.
3. Corrosión por oxidación debido al oxígeno libre en el agua de preparación y las
corrientes de gas de alimentación.
Las siguientes recomendaciones ayudarán a conseguir una vida adecuada y buena
resistencia a la corrosión cuando se selecciona materiales para este tipo de procesos.
1. Aliviar de tensiones a todos los recipientes a presión, intercambiadores de calor, si es
que son de tubo y coraza, rehervidores, enfriadores, cabezales y tuberías en servicio de
amina rica o de gas agrio.
2. Incluír una tolerancia a la corrosión de 0.0625 pulgada para recipientes de presión
según el código ASME, y 0.05 pulgadas para tuberías. Los equipos de acero inoxidable no
requieren de tolerancia a la corrosión.

3. Para corazas, cabezales y partes externas: Usar acero al carbón con una condición
“como si estuviera soldado” de máxima dureza RC-22.
4. Para las partes internas tales como deflectores, pestañas y abrazaderas: Usar acero al
carbón compatible con los materiales de corazas y cabezales.
5. Partes internas tales como extractor de nieblas, calotas de burbujeo, válvulas, pernos y
partes sujetas a altas velocidades, usar acero inoxidable del tipo de bajo carbón, serie 300
o 400, cuando va a ser unido por soldadura o alguna otra unión no removible.
6. Los tubos y las hojas de los tubos: Usar aceros al carbono por debajo de 150 º F.
Considerar aceros inoxidables, serie 300, por encima de 150 º F.
7. Usar aceros al carbono para los tubos de fuego en rehervidores de fuego directo.
8. Bombas de alta presión – por encima de 200 psig- usar acero al carbono o hierro dúctil
en la carcasa o en los extremos donde pasa el fluído, con aceros inoxidables, series 300 y
400 para las parte internas.
9. Bombas de baja presión – por debajo de 200 psig- usar hierro dúctil en la carcasa o en
los extremos donde pasa el fluído, con aceros inoxidables, series 300 y 400 para las parte
internas.
10. El hierro dúctil en los impulsores de las bombas centrífugas da resultados
satisfactorios Considerar impulsores de acero inoxidable serie 300 para temperaturas de
bombeo porencima de 150 º F, o para aminas ricas.
11. Válvulas y tuberías: Usar acero al carbono. Evitar válvulas de hierro fundido o dúctil
por la falta de resistencia al impacto y fortaleza a las tensiones. Usar acero inoxidable para
la línea de alimentación al destilador, la línea superior del destilador, los tubos del
condensador de reflujo y los platos superiores del destilador.
12. Dimensionar todas las tuberías de amina para bajas velocidades, ej. 2 a 5 pies/seg.
Evitar usar bridas desmontables y otras técnicas de fabricación que proveen cavidades
que pueden alojar la solución corrosiva de amina. Usar sellos soldados para llenar todas
las aberturas y boquillas, ej. los anillos de soporte de los platos.
13. Se recomienda celdas de presión diferencial para monitorear el flujo de amina.
Winterización: Aclimatación
Las unidades de amina deben ser aclimatadas para climas fríos. Esto incluye:

1. Aislación extra para el equipo ya aislado, y aislación del equipo que normalmente no se
aísla, ej: la torre del contactor.
2. Persianas de recirculación de aire en los intercambiadores de calor enfriados por aire.
3. Rastrear el calor en la tubería de amina y puntos estancados, por ejemplo en los
medidores de nivel, cajas de flotadores externas, conmutadores y controladores. El calor
puede ser generado por electricidad, vapor, aceite caliente o glicol caliente.
4. El diseño de la fundación debe tener tolerancias para protección por heladas, para
prevenir el movimiento.
5. Algunos fabricantes prefieren erigir una construcción alrededor del equipo. De ese
modo, solamente el equipo no cubierto (las torres) necesitan protección especial.
Operación
Como las plantas de aminas son mucho más difíciles de operar que las plantas de bacheo,
o tandas, es importante seguir todos los pasos de ensamblado, arranque y puesta en
marcha y procedimientos de operación. Debe seguirse estrictamente el proceso de
verificación de la planta antes de comenzar a operar. Esto incluye instalación,
funcionamiento, y acopio de materiales de repuestos de diversa índole como también la
calibración de los instrumentos de presión, flujo, temperatura y nivel. Probar la alarma y
los artefactos de seguridad.
Verificar el ensamblaje de la planta. Usar los diagramas de flujo de Procesos e
Instrumentos para estar seguros de que todos los recipientes, válvulas, instrumentos, etc,
están rotulados: tubos de interconexión, tuberías, y cablerío están limpios y
correctamente instalados, y que todas los cables conductores que van al panel de control
están funcionando. Probar a presión los recipientes, tuberías, etc., usando agua o gas
limpio. Reparar las fugas.
Limpieza de la unidad de amina:
La limpieza remueve los aceites protectores, grasa de válvulas, incrustaciones del
maquinado, herrumbres y otros contaminantes que pueden ensuciar la solución de amina.
El procedimiento de lavado es muy similar al arranque y operación real. Las unidades

nuevas requieren un lavado con cenizas de soda o soda cáustica y un enjuague con agua
deionizada. Las unidades usadas también necesitan un lavado ácido para quitar la
herrumbre y las incrustaciones de sulfuros
Desempeño
Las claves para una operación exitosa son: sentido común, conocimiento de la operación
de la planta y llevar un buen registro. Esto último incluye:
1. Condiciones del gas de entrada, es decir: temperatura, presión y tasa de flujo, por lo
menos una vez al día.
2. Contenido de gases ácidos de la alimentación y de la salida, diariamente durante las dos
primeras semanas, y luego al menos semanalmente. Un análisis semanal de la amina.
3. Presiones y temperaturas diarias del contactor de amina, destilador de amina,
acumulador de reflujo y rehervidor de amina.
4. Caída de presión diaria en los filtros
Análisis de la amina:
El color de la solución regenerada puede proveer bastante información:
1. Pajizo o marrón claro: buena condición y bien regenerada
2. Verde: partículas de FeS muy finas (menos que 1 micrón). Las partículas más grandes de
FeS son negras, y decantan.
3. Azul o verde: cobre o níquel. Los óxidos de cobre reaccionan con la MEA para formar un
complejo azul real.
4. Ambar, rojo oscuro: compuestos de hierro formando complejos con la amina.
5. Rojo o marrón: ya sea productos de oxidación o degradación térmica. Las aminas
primarias pueden oler como amoníaco.
Puede usarse los siguientes análisis para determinar la condición de la amina. Para
procedimientos e interpretación, consultar el libro Dow Gas Conditioning Fact Book .
1. Titulación de la alcalinidad: concentración de aminas

2. Cromatografía de gas: amina libre, productos de degradación, gas ácido.
3. Nitrógeno total y primario
4. Cargas de gas ácido: H2S, CO2
5. Karl Fischer: contenido de agua
6. Análisis elemental: Fe, Cl, Al, Cu, Na, etc
7. Espuma: extensión y estabilidad.
Pérdidas de aminas:
Hay dos tipos de pérdidas diarias: aquellas que son parte integral del proceso y aquellas
debidas a fugas, derrames y mal manejo. Infortunadamente estas últimas son a menudo
las pérdidas principales. También hay trastornos (ej. espumamiento en el absorbedor) y
contaminación (ej: el separador de entrada arroja el agua producida en el absorbedor).
Estas pérdidas pueden ser considerables, especialmente cuando hay que reemplazar la
solución de amina. Las pérdidas principales en el proceso pueden ser:
1. Gas dulce del absorbedor: la MEA es lo suficientemente volátil como para producir
pérdidas de 0,45 lb /MMscf de gas procesado. Las otras aminas, DEA, DGA, DIPA y MDEA
son mucho menos volátiles, por lo que las pérdidas pueden ser 0.02 a 0.03 lb/MMscf.-
2. Acarreo desde el absorbedor: Esto hace un promedio de 0.5 a 3.0 lb/MMscf . Esta
pérdida puede reducirse operando el absorbedor a menos de 70% de la velocidad de
inundación e instalando un extractor de niebla (demister) en el tope de la torre. Dos
platos de lavado por agua por encima de los platos de amina son muy efectivos.
Consumo de amina:
Para un sistema bien diseñado con pocos desarreglos de promedio, está bien con 2
lb/MMscf para las soluciones de DEA, DIPA y MDEA. Las pérdidas para la MDEA son de
cerca de 3 lb/MMscf debido a su volatilidad y a la recuperación. Las pérdidas para la DGA
son intermedias.
Agua de preparación: Esta reemplaza las pérdidas operativas del absorbedor- el gas
dulce está más caliente y por lo tanto más húmedo que el gas agrio- y el gas extraído

desde el condensador de reflujo. Para pequeñas unidades es suficiente con adiciones
periódicas. Se recomienda una adición continua para unidades más grandes,
especialmente cuando la tasa de gas ácido es alta. Esta preparación puede estar
combinada con el reflujo al despojador o alimentada a los platos de lavado en el tope del
absorbedor.
El agua de preparación puede contener contaminantes que se acumulan en la unidad, y
causar espumamiento, corrosión, taponamiento y ensuciamiento. El agua de preparación
debe reunir las siguientes especificaciones: 20 ppm cloruros, 100 ppm TDS, 50 ppm de
dureza total, 10 ppm sodio/potasio, y 10 ppm de hierro.
Ejemplo 1
Un flujo de gas de 56 MMscf (  = 0,7273, Z = 0,8706) con un contenido de gas
ácido de 8,19 % mol de CO2, se alimenta a una absorbedora a 120 °F y 1000 psia, para
retirarle el CO2 con un solvente químico. Los solventes a considerar son MDEA y K2CO3.
Determinar la rata de circulación y remoción de gas ácido de cada uno de estos
solventes, si las concentraciones son 35 y 30 % peso respectivamente, y las cargas molares
0,5 y 0,3 moles de gas ácido/mol de solvente.
Estimar el diámetro interno de una absorbedora de MDEA con la ecuación de
velocidad vertical si K = 0,13.
Datos:
Q = 56 MMscfd
 = 0,7273
Z = 0,8706
Solventes = MDEA y K2CO3
T = 120 °F (580 °R)
P = 1000 psia
% AG = 8,19
K = 0,13
Solución:
 (gas) = PM(gas) / PM(aire) = 0,7273 PM(aire) = 28,9625 lb/lbmol
PM(gas) = 0,7273 (28,9625) = 21,06 lb/lbmol

R = 10,73 psia ft3
/° R lbmol
3
)( /89,3
8706,0*580*73,10
06,21*1000*
ftlb
RTZ
PMP
gas 
De Figura 2-12 @ (35 % peso de MDEA)
)(
)(
)( 035,1
agua
MDEA
MDEA


 
ρ (agua) = 62,4 lb/ft3
ρ (MDEA) = 1,035 * 62,4 = 64, 58 lb/ft3
De ecuación 2-3,
)100/(%0,1 32)( 32
COKpesoCOK 
30,1)100/30(0,1)( 32
COK
De la Fig. 2-6 (Fig. 21-5 del GPSA),
PM(MDEA) = 119,16 lb/lbmol
PM(K2CO3) = 138,21 lb/lbmol
De ecuación 2-1,
pesoAML
AGQPM
gmpUSCirc
aa
aa
%**
%***219,0
).(
)min(
)min(


Para MDEA,
gpmgmpUSCirc 661
35*035,1*5,0
19,8*56*16,119*219,0
).( 
Para K2CO3,
gpmgmpUSCirc 1187
35*035,1*3,0
19,8*56*21,138*219,0
).( 

Fig. 2-12. Gravedad específica de soluciones de aminas
Fuente: “GPSA”
De ecuación 2-2,
Remoción de gas ácido =
)min(
)min( %***72,31
aa
aa
PM
pesoAML 
Para MDEA,
16,119
35*035,1*5,0*72,31
Remoción de gas ácido = 4,82 (scf gas ácido/gal de MDEA)
Para K2CO3,
21,138
30*30,1*3,0*72,31

Remoción de gas ácido = 2,69 (scf gas ácido/gal de K2CO3)
Cálculo del diámetro para absorbedora de MDEA:
De ecuación 1,
g
gl
gas KV

 
 = 514,0
89,3
89,358,64
13,0 

ft/s
De ecuación de diámetro,
gasVP
TZQ
d
*
***4,59
 , pulgadas
"2,57
514,0*1000
580*8706,0*56*4,59
d ≈ 60” = 5 ft
Según el procedimiento del GPSA, para hacer estimativos de los principales parámetros,
para facilidades convencionales de tratamiento con las aminas MEA y DEA, cuando están
presentes el H2S y el CO2 en el gas.
Para MEA (se asume x = 0,33 moles de gas acido removidos/mol de MEA):
US gpm = 41*[(Q*y)/x] Ec. 2-4
Para DEA convencional (se asume x = 0,50 moles de gas acido removidos/mol de
DEA):
US gpm = 45*[(Q*y)/x] Ec. 2-5
Para DEA alta carga (se asume x = 0,70 moles de gas acido removidos/mol de DEA):
US gpm = 32*[(Q*y)/x] Ec. 2-6
Las Ecuaciones 2-4, 2-5, 2-6 no deben usarse si la concentración combinada de H2S y CO2
es mayor a 5 % mol, también están limitadas a una concentración de amina máxima de 30
% peso. (y = contenido de gas ácido (%) ; x = concentración de amina (% por volumen)).
Una vez que se ha estimado la circulación de amina, el calor del rehervidor y los
requerimientos de intercambio de calor se pueden estimar con la información de la Tabla 2-
3.
Los requerimiento de potencia en bombas y enfriadores con aire, se estiman de la Tabla 2-
4.
La Figura 2-13, se usa para estimar el diámetro de la absorbedora y la Tabla 2-5 para
estimar las dimensiones principales de otras vasijas en una planta de aminas.

Tabla 2-3 estimativos de requerimientos de intercambio de calor
Duty, Btu/h
Q
Área, ft2
A
Rehervidor (Fuego directo) 72 000 *gpm 11,30 * gpm
HEX Amina rica/pobre 45 000 * gpm 11,25 * gpm
Enfriador de amina con aire 15 000 * gpm 10,20 * gpm
Condensador de reflujo 30 000 * gpm 5,20 * gpm
Fuente: “GPSA”
Tabla 2-4 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y enfriadores con
aire
Bomba principal de amina gpm * psig * 0,00065 = hp
Bomba reforzada para amina gpm * 0,06 = hp
Bomba de reflujo gpm * 0,06 = hp
Condensador aéreo gpm * 0,36 = hp
Fuente: “GPSA”

Fig. 2-13. Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del diámetro

Tabla 2.5 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con aminas
(pulgadas)
Rata
Circulación
sol. gpm
Diámetro
Regeneradora
Tanque Intermedio
Acumulador de
Reflujo Tambor Flash
Filtro de Carbón
Activo
Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud
10 16 24 72 16 36 24 72 16 84
25 24 42 96 24 48 42 96 24 84
50 30 48 144 30 96 48 144 30 96
100 42 60 192 42 96 60 192 42 96
200 60 84 288 60 96 84 288 60 96
300 72 84 384 72 96 84 384 72 96
400 84 96 384 84 96 96 384 84 96
Fuente: “GPSA”
Ejemplo 2
Un flujo de gas agrio de 3,0 MMscfd a 850 psig que contiene 0,6 % mol de H2S y
2,8 % de CO2 se va a endulzar usando una solución de DEA al 20 % peso. Calcular la rata
de circulación requerida de amina y los principales parámetro de diseño de un sistema
convencional de tratamiento DEA.
Datos:
Q = 3,0 MMscfd
Solventes = DEA
P = 850 psig
% AG = 3,4
DEA a 20 % en peso
Solución:
De Ecuación 2-5, circulación de DEA
US gpm = 45*[(Q*y)/x]
US gpm = 45*[(3*3,4)/20] = 23 gpm
Calcular de los principales parámetros para los equipos de intercambio de calor con
la Tabla 2-3

Rehervidor tipo horno de fuego directo.
Q = 72 000 * 23 = 1,66 * 106
Btu/h
A = 11,3 * 23 = 260 ft2
Intercambiador de amina rica/pobre:
Q = 45 000 * 23 = 1,04 * 106
Btu/h
A = 11,25 * 23 = 259 ft2
Enfriador de amina:
Q = 15 000 * 23 = 0,345 * 106
Btu/h
A = 10,2 * 23 = 235 ft2
Condensador de reflujo:
Q = 30 000 * 23 = 0,69 * 106
Btu/h
A = 5,2 * 23 = 120 ft2
Calcular de requerimientos de potencia para bombas y enfriadores con aire Tabla 2-
4
Bombas principales de amina:
hp = 23 * 850 * 0,00065 = 12,7
Bombas de refuerzo para amina:
hp = 23 * 0,06 = 1,4
Bombas de reflujo:
hp = 23 * 0,06 = 1,4
Condensador aéreo:
hp = 23 * 0,36 = 8,3
Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 2-5. (@ 23 gpm):
* Diámetro de regeneradora = 24”
* Diámetro tanque intermedio = 42”
* Longitud tanque intermedio = 96”
* Diámetro acumulador de reflujo = 24”
* Longitud acumulador de reflujo = 48”
* Diámetro de tambor flash = 42”
* Longitud tambor flash = 96”

* Diámetro filtro de carbón activado = 24”
* Longitud filtro de carbón activado = 84”
De la Figura 2-10 (@ 850 psig y 3,0 MMscfd de gas), se determina el diámetro de la
absorbedora;
* Diámetro de la absorbedora = 16” (40,6 cm.)

Contenido
ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL................................................................................................. 1
Introducción.................................................................................................................................... 1
PROCESOS EN BACHES, TANDAS..................................................................................................... 2
Ventajas:...................................................................................................................................... 3
Desventajas : ............................................................................................................................... 3
Esponja de hierro: ....................................................................................................................... 3
Procesos de líquidos y lechadas...................................................................................................... 4
Torre de contacto típica para líquidos y lechadas. ......................................................................... 5
OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO. ....................................................................................... 6
Ventajas....................................................................................................................................... 6
Desventajas ................................................................................................................................. 7
Selexol ............................................................................................................................................. 8
Rectisol............................................................................................................................................ 8
Purisol.............................................................................................................................................. 9
Solvente Fluor ................................................................................................................................. 9
Procesos de conversión directa: ................................................................................................... 11
Procesos de adsorción................................................................................................................... 12
Separación por Membranas.......................................................................................................... 13
Características de las membranas................................................................................................. 14
USO DE AMINAS............................................................................................................................ 14
La ventaja .................................................................................................................................. 15
Las desventajas son:.................................................................................................................. 15
Reacciones químicas: ................................................................................................................ 15
Descripción de las aminas:............................................................................................................ 16
Monoetanolamina, MEA:.......................................................................................................... 16
Dietanolamina, DEA, ................................................................................................................. 16
Disopropanolamina, DIPA ......................................................................................................... 17
Diglicolamina, DGA.................................................................................................................... 17
Metildietanolamina, MDEA....................................................................................................... 17
Solventes especiales:................................................................................................................. 17
Soluciones mixtas:..................................................................................................................... 18

Tasa de flujo de la amina:.............................................................................................................. 18
Sistema de absorción. ................................................................................................................... 19
El área transversal..................................................................................................................... 20
Verificar el punto de rocío a los hidrocarburos......................................................................... 20
Verificar si hay condensación retrógrada ................................................................................. 20
Sistema de regeneración............................................................................................................... 20
El tanque de flasheo.................................................................................................................. 20
El intercambiador de calor........................................................................................................ 21
El condensador de reflujo ......................................................................................................... 21
El acumulador de reflujo........................................................................................................... 21
Los rehervidores........................................................................................................................ 22
Se necesita un tanque de compensación.................................................................................. 22
Recuperador.................................................................................................................................. 22
Filtros............................................................................................................................................. 23
El filtro mecánico....................................................................................................................... 23
El filtro de carbón...................................................................................................................... 23
Bombas.......................................................................................................................................... 23
Panel de Control............................................................................................................................ 24
Materiales de Construcción .......................................................................................................... 24
Winterización: Aclimatación ......................................................................................................... 25
Operación...................................................................................................................................... 26
Limpieza de la unidad de amina:................................................................................................... 26
Desempeño ................................................................................................................................... 27
Análisis de la amina:...................................................................................................................... 27
Pérdidas de aminas: ...................................................................................................................... 28
Consumo de amina: ...................................................................................................................... 28
Agua de preparación:................................................................................................................ 28
Ejemplo 1....................................................................................................................................... 29
Datos: ........................................................................................................................................ 29
Solución:.................................................................................................................................... 29
Fig. 2-12. Gravedad específica de soluciones de aminas .......................................................... 31
Fuente: “GPSA” ......................................................................................................................... 31

De ecuación 2-2,........................................................................................................................ 31
Para MDEA, ............................................................................................................................... 31
Para K2CO3, ................................................................................................................................ 31
Cálculo del diámetro para absorbedora de MDEA: ...................................................................... 32
De ecuación 1,........................................................................................................................... 32
De ecuación de diámetro,......................................................................................................... 32
Para MEA (se asume x = 0,33 moles de gas acido removidos/mol de MEA): ........................... 32
Para DEA convencional (se asume x = 0,50 moles de gas acido removidos/mol de DEA):....... 32
Para DEA alta carga (se asume x = 0,70 moles de gas acido removidos/mol de DEA): ............ 32
Tabla 2-3 estimativos de requerimientos de intercambio de calor.......................................... 33
Fuente: “GPSA” ......................................................................................................................... 33
Tabla 2-4 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y enfriadores con aire ...... 33
Fuente: “GPSA” ......................................................................................................................... 33
Fig. 2-13. Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del diámetro....................... 34
Tabla 2.5 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con aminas (pulgadas) ........ 35
Fuente: “GPSA” ......................................................................................................................... 35
Ejemplo 2....................................................................................................................................... 35
Datos: ............................................................................................................................................ 35
Solución:........................................................................................................................................ 35
De Ecuación 2-5, circulación de DEA......................................................................................... 35
Calcular de los principales parámetros para los equipos de intercambio de calor con la Tabla
2-3 ............................................................................................................................................. 35
Rehervidor tipo horno de fuego directo. .................................................................................. 36
Intercambiador de amina rica/pobre:....................................................................................... 36
Enfriador de amina:................................................................................................................... 36
Condensador de reflujo:............................................................................................................ 36
Calcular de requerimientos de potencia para bombas y enfriadores con aire Tabla 2-4......... 36
Bombas principales de amina: .................................................................................................. 36
Bombas de refuerzo para amina:.............................................................................................. 36
Bombas de reflujo:.................................................................................................................... 36
Condensador aéreo:.................................................................................................................. 36
Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 2-5. (@ 23 gpm):................................ 36

De la Figura 2-10 (@ 850 psig y 3,0 MMscfd de gas), se determina el diámetro de la
absorbedora;............................................................................................................................. 37

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