Este documento describe los diferentes sistemas y procesos para el tratamiento del gas natural para eliminar impurezas como el agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Se dividen los procesos en cinco categorías: absorción química, absorción física, híbridos, conversión directa y lecho seco. Los procesos de absorción química, como los procesos con aminas, son los más comunes. El documento también cubre conceptos como la deshidratación del gas, dimensionamiento de equipos y consideraciones de dise

1. Esquema
1. Tratamiento del Gas Natural.
2. Tipos de procesos o sistemas de separación.
2.1- Absorción química.
2.2- Absorción Física.
2.3- Híbridos.
2.4- Procesos de conversión directa.
2.5- Procesos de lecho seco.
3. Procesos de absorción química.
4.1 Procesos con aminas.
4.2 Procesos con carbonato.
4.3 Dimensionamiento.
4. Procesos de Absorción Física.
5. Procesos Híbridos.
6. Procesos de Conversión Directa.
7. Proceso Stretford.
8. Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción).
9. Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de Endulzamiento.
10. Selección de Procesos Aplicables.
11. Capacidad de Remoción de Ácidos.
12. Características del Proceso de Tratamiento del gas natural.
13. Consideraciones de Diseño.
14. Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas.
Introducción
Durante mucho tiempo las primeras industrias petroleras al hacer lasperforaciones, se
encontraban con grandes cantidades de gas; por el cual no sabían que hacer con ella,
muchos de ellos abandonaban esos yacimientos o simplemente enviaban el gas a la
atmosfera sin saber del valor y la utilidad que se puede aprovechar de este recurso natural.
El petróleo dominaba la escena y era abundante; no había motivos de preocupación por
otras fuentes de energía.
Cuando se perforaba un pozo y resultaba productor de gas solamente,la operación se
consideraba un fracaso y el dinero invertido representaba una perdida total. El gas que se
extraía conjuntamente con el petróleo era desechado como un producto indeseable; una
verdadera molestia, un estorbo. Se le arrojaba a la atmosfera y se quemaba por razones de
seguridad en los llamados mechurrios.
La razón es que no existían los conocimientos ni las tecnologías de transporte,
almacenamiento, transformación y aplicación que han hecho del gas natural un producto de
gran demanda.
Actualmente, el gas ocupa el segundo lugar como fuente de energía del mundo después del
petróleo y es materia prima fundamental en diversos procesos de la industria petroquímica.
Hasta que se convirtiera en un recurso estratégico de extraordinario valor.
La siguiente investigación estará orientada específicamente al tratamiento del gas natural
dentro del mismo encontraremos:

2. Los sistemas de separación, deshidratación del gas natural, proceso de separación,
remoción de ácidos, procesos aplicables, avances tecnológicos y características del
tratamiento del gas natural, contenido de agua,control de hidratos, y los gasoductos.
Tratamiento del Gas Natural
Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas
natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua
se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en
plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con
otros fines.
Las impurezas mas frecuentes que se encuentran en el gas natural son agua, dióxido de
carbono, nitrógeno, compuestos de azufre y helio. El agua debe eliminarse para impedir la
formación de hidratos, estos son combinaciones de metano y agua que cristalizan a
temperaturas moderadamente bajas y pueden causar problemas por el taponamiento de
tuberías y equipos. El agua se elimina poniendo el gas en contacto con compuestos
secadores. El dióxido de carbono, algunos compuestos de azufre, el nitrógeno y el helio
afectan la eficiencia del transporte por tuberías y la calidad de combustión de los
hidrocarburos.
Se eliminan mediante reacciones físicas y químicas en procesos de absorción y adsorción. El
helio y el dióxido de carbono tienen valor comercial y se recuperan para la venta cuando
existen en proporción importante.
Tipos de procesos o sistemas de separación:
Los procesos que se aplican para remover H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías
de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo
de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usadopara eliminarlos.
En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otro si. Las cinco
categorías son:
- Absorción química: (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se
hace con incremento de temperatura y decremento de presión.
- Absorción Física: La regeneración no requiere calor.
- Híbridos: Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las
ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos
y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración.
- Procesos de conversión directa: El H2S es convertido directamente a azufre.
- Procesos de lecho seco: El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad
por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de adsorción.
Procesos de absorción química
Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente
con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El
contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la
parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la
solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se

3. envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y
luego los procesos con carbonato.
* Procesos con aminas
El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general losprocesos con
aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en
el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA),
Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina
(DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).
Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:
RNH4S + calor (5.3)RNH2 + H2S
RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)2RNH2 + CO2
RNH3HCO3 + Calor (5.5)RNH2 + H2O + CO2
* Procesos con carbonato
También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de
carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso
de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el
KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.
La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa
como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la
contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o
ácido bórico.
* Dimensionamiento.
Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de
endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas.
Una vez que se han realizado los cálculos básicos del proceso se puede proceder a
determinar el tamaño de los equipos. El diámetro de la contactora se basa en la presión de
operación y la cantidad de gas a tratar. Para lalongitud se plantea el diseño específico de
cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia
entre el 10 y el 20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales
separados entre sí unas 24 pulgadas.
Procesos de Absorción Física
La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son
aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes.
Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de
calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente
absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones
químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas mayor es la
posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar
tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico
puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que
estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no
es económicamente viable.

4. Procesos Híbridos
Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos
químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los
contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a
bajos niveles deenergía en los procesos de regeneración.
El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano ( dióxido de
tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente
es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía
dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con
respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.
Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La
DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el
factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la
capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los
solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la
presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles
menores que los requeridos en procesos con aminas.
Procesos de Conversión Directa
Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin
necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de
oxidación – reducción que involucra la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre
estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.
Proceso Stretford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N
de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. Larelación es una función del contenido de CO2 en el gas.
Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual
algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.
El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la
solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S
tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la
contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las
reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se
inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno
inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque
de donde se puede remover.
Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)
En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad por los
gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que
también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el de las mallas
moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en
esta categoría
Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas
importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia
del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de
H2S y en los que no es necesarioremover el CO2.

5. Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de Endulzamiento
Selección de Procesos Aplicables
Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los
procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:
Especificaciones del gas residual
Composición del gas de entrada
Consideraciones del proceso
Disposición final del gas ácido
Costos
• Especificaciones del gas residual.
Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del
proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto
serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo,
hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder
calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea
alta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la
presencia de CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor
importante, quizás el más, en el gas de salida.
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y
RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden
a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar
tratamiento de estos líquidos.
• Características del Gas a Tratar.
Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento, algunosprocesos
tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la
selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad
relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a
absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los
hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el
proceso de recuperación de azufre.
La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del proceso.
Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos unas
400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando
se va a trabajar a presiones bajas.
La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente;
una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por
encima de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada
habrá condensación y los siguientes problemas de formación de espumas.
La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el número de
plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.
• Consideraciones del Proceso
La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer
el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación. La disponibilidad del

6. medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes.Además
la temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del
solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio
de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las
temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 –
140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas
bajas.
• Disposición Final del Gas Ácido
La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o
incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias
ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos
pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de
hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de
amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una
unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere
más presión que si se va a incinerar.
Características del Proceso de Tratamiento del gas natural:
Cuando el gas a tratar posee cantidades apreciables de hidrocarburos pesados se deben
eliminar los procesos con solventes físicos ya que estos procesos absorben muchos de estos
hidrocarburos que se le deben remover al gas en el procesamiento (fraccionamiento);
además estos hidrocarburos pesados terminan en el gas ácido lo cual creará problemas en
la unidad recuperadora de azufre. El DGA, el Sulfinol, el Stretford y las mallas moleculares
solo pueden tratar corrientes de gas que posean contenidos intermedios de hidrocarburos
pesados. La presencia de aromáticos como el benzeno complica aún más el problema. Los
procesos con MEA, DEA, DIPA y carbonatos prácticamente no absorben hidrocarburos
pesados. .. Solo los procesos con carbonato y con solventes físicos no pueden trabajar a
presiones bajas pues su capacidad de absorción de gases ácidos depende de la presión
parcial de estos. Todos los procesos con aminas tienen solventes que sufren algún grado de
degradación y pueden requerir el uso de “reclaimer”. Como los procesos en lecho seco no
tienen solvente con ellos no se presentan problemas de degradación;sin embargo en las
mallas se pueden presentar problemas de sinterización y taponamiento lo cual hace que
pierda su capacidad y eficiencia de remoción y sea necesario reemplazarlas; en el caso del
hierro esponja aunque puede haber regeneración, por aspectos económicos y técnicos se
recomienda reemplazarla.
Consideraciones de Diseño
• Dimensionamiento Apropiado.
El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del solvente es
importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitación y
turbulencia y debe haber espacio adecuado para la liberación del vapor
• Acondicionamiento del Gas de Entrada.
Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos presentes en el gas de
entrada; tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionan
problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partículas de hasta 5 micrones.

7. • Selección de Materiales.
La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero
por las condiciones de corrosión, presión y temperatura a las que tienen que trabajar es
muy común operaciones de reposición de piezas o partes por su estado de alteración por
corrosión al cabo de tiempos de operación relativamente cortos. Se recomienda el uso de
aceros resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de
aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreo del problema de
corrosión.
• Filtrado de la Solución
Es una de las claves más importantes para el funcionamientoadecuado de una planta de
aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de
taponamiento, pero el hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de
filtración. Los filtros remueven partículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo
que tratan de depositarse en los sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se
remueven tienen tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosión.
Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo el promedio entre 20 y
25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la solución, pero se
requiere mayor mantenimiento de los filtros. La caída de presión a través del filtro se toma
como referencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro del filtro puede variar desde
uno hasta micrones dependiendo de las características de las partículas a remover pero una
selección de un filtro de 10 micras es típica y parece adecuada.
* Operación del Regenerador
Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos
pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. Las
soluciones de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de
260 °F ( 280 °F para la DGA) y en promedio entre 230 y 240 °F para prevenir la degradación
térmica. Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presión del regenerador
requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas más
altas.
• Corrosión
Esta es quizás laprincipal preocupación en la operación de una planta de endulzamiento y
los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas
de endulzamiento también sirven para controlar la corrosión. Una planta de aminas
diseñada adecuadamente debe tener posibilidades de instalación de cupones que permitan
monitorear el problema de corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de
inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solución
del solvente para evitar problemas de espumas y degradación del solvente.
Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas
Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o
yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que
actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos
costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las
condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de
hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más

8. económicos, menos costosos y más eficientes.
Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural, como
el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU (
International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan
trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales
y procesos quepermitan tener tecnologías de procesamiento del gas que hagan explotables
yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.
Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las
regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC)
especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para
deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido en la
remoción del sulfuro de hidrógeno.
En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o
más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables
fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.
En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos costosos,
más eficientes y más amistosos con el medio ambiente.
Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes,
económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en menorcantidad.
Uso de membranas de filtracion selectiva en el tratamiento del gas natural
Una tecnología que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas
selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no
hidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son más confiables que otros a base de
solventes químicos y con altos costos de mantenimiento y dependen únicamente de la
naturaleza del material de la membrana. Estas características hacen que lasmembranas
sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.
El instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Instituto de Tecnología del Gas (IGT) ha
efectuado evaluaciones de campo de unidades de procesamiento tipo membrana para
construir una mejor comprensión de la economía de esta tecnología bajo varios escenarios
de operación. Los resultados de estas pruebas soportan la evidencia de que las membranas
forman un grupo importante de opciones de procesamiento de gas disponibles.
La tecnología de membrana está emergiendo rápidamente en la industria del petróleo para
uso en el tratamiento de gases de producción. La filtración selectiva consiste en que una
membrana polimérica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de
un gas natural cuando se somete a una presión diferencial.