Diseño de Plantas

1. Republica Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación
I.U.P “Santiago Mariño”
Extension-Mcbo
ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
Jennifer Bracho
C.I 25.186.366
Diseño de Plantas

2. INTRODUCCION
El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, que debe de ser sometido el gas natural,
ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizar a través de varios
procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos, con solventes químicos, físicos y mixtos. Cuando la absorción ocurre con
solventes químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases que se desea remover, luego este proceso esa
regularizado por la estequiometria de la reacción, lo importante, que después se tiene que aplicar calor para poder resorber el
solvente y eliminar los gases de la corriente.
El proceso de endulzamiento implica también procesos de absorción, lecho fijo o lecho seco, en donde se utilizan los tamices
moleculares, o membrana, desde luego hay que tener en cuenta, cuando se pueden utilizar algunos de estos procesos, teniendo en
cuenta los costos energéticos y otros. En la actualidad se habla mucho de las reacciones de conversión directa del sulfuro de
hidrógeno y su posterior recuperación del azufre, y su gran utilidad para la producción de ácido sulfúrico en los centros
petroquímicos.
El ingeniero de procesos tendrá que tener muy claramente establecido los parámetros y/o procesos que se deben de tener en cuenta
para seleccionar un método de endulzamiento, y sobretodo tendrá que tener muy cuenta impedir el posible impacto ambiental que
implica, la selección de cada uno de los procesos, pero cualquiera sea el método a utilizar necesariamente hay que hacerlo, ya que
la n eliminación de los gases ácidos, trae consigo el incremento del proceso de corrosión, y toda su implicación técnico- económica,
sin tener en cuenta los costos. En todo, caso la intención de estos trabajos es despertar la inquietud en los estudiantes y
profesionales recién graduados, de la necesidad de estudiar todos los procesos a los que debe de ser sometido el gas natural, para
su distribución y comercialización final.

3. ESQUEMA
 Definición de gas acido, contaminantes del gas natural, problemas asociados.
 Efectos del Sulfuro de Hidrogeno
 Procesos de endulzamiento, tipos de procesos, factores a considerar para su elección.
 Endulzamiento con aminas del gas natural
 Endulzamiento con carbonatos, procesos.
 Endulzamiento por absorción física

4. Gas Acido
Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el
gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo” al
gas natural. El ácido sulfrídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de
tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de
endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para
sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos) .

5. Contaminantes del Gas Natural
Emisiones de CO2
El gas natural como
cualquier otro
combustible produce
CO2; sin embargo,
debido a la alta
proporción de
hidrógeno- carbono de
sus moléculas, sus
emisiones son un 40-
50% menores de las
del carbón y un 25-
30% menores de las
del fuel-oil.
Emisiones de NOx
Los óxidos de nitrógeno
se producen en la
combustión al combinarse
radicales de nitrógeno,
procedentes del propio
combustible o bien, del
propio aire, con el
oxigeno de la combustión.
Dichos óxidos, por su
carácter ácido
contribuyen, junto con el
SO2 a la lluvia ácida y a
la formación del "smog"
(término anglosajón que
se refiere a la mezcla de
humedad y humo que se
produce en invierno sobre
las grandes ciudades).
Emisiones de SO2
Se trata del principal
causante de la lluvia
ácida, que a su vez es el
responsable de la
destrucción de los
bosques y la acidificación
de los lagos. El gas
natural tiene un contenido
en azufre inferior a las
10ppm (partes por millón)
en forma de odorizante,
por lo que la emisión de
SO2 en su combustión es
150 veces menor a la del
gas-oil, entre 70 y 1.500
veces menor que la del
carbón y 2.500 veces
menor que la que emite el
fuel-oil.
Emisiones de CH4
El metano, que constituye el
principal componente del gas
natural es un causante del
efecto invernadero mas
potente que el CO2, aunque
las moléculas de metano
tienen un tiempo de vida en la
atmósfera mas corto que el
del CO2.De acuerdo con
estudios independientes, las
perdidas directas de gas
natural durante la extracción,
trasporte y distribución a nivel
mundial, se han estimado en
1% del total del gas
transportado. La mayor parte
de las emisiones de metano a
la atmósfera son causadas
por la actividad ganadera y
los arrozales, que suponen
alrededor del 50% de las
emisiones

6. Problemas asociados
Durante la combustión del gas natural se facilita
la formación de dióxidos de azufre (SO2), que a
su vez constituyen un ácido al entrar en contacto
con agua generando un amplio impacto de
acidificación en el suelo, en las aguas
superficiales, en los organismos vivos y en las
estructuras o edificaciones, que puede llegar a
presentar toxicidad en los humanos dependiendo
de las concentraciones y del nivel de exposición
El azufre. En motores de Gas Natural, inhibe fuertemente la
oxidación de metano por encima del efecto de los catalizadores
de paladio (utilizados para disminuir la salida de gases
hidrocarburos no quemados, a la atmósfera), en cantidades
relativamente bajas (1 ppm en masa) de azufre a óxidos de
azufre presentes en la salida de los gases de combustión, y que
se podría presentar “envenenamiento con azufre”, que consiste
en la desactivación (disminución de la capacidad de oxidar) del
metano en mayor medida que los hidrocarburos no metálicos (
etano y propano) y por lo tanto podría aumentar la cantidad de
hidrocarburos no quemados en los gases de combustión. El CO2
Propicia una disminución de la eficiencia de la combustión en
algunos equipos y la formación de monóxido de carbono en los
gases de combustión.
El CO2
Propicia una
disminución de la
eficiencia de la
combustión en algunos
equipos y la formación
de monóxido de
carbono en los gases
de combustión.
El N2. A determinadas
concentraciones en el gas natural
podría generar un incremento en la
formación de foto-oxidantes tales
como los óxidos nitrosos (NOx),
dañinos a la salud humana y al
ecosistema.
En el caso contrario, a bajas
concentraciones de H2. Existe el
riesgo de que su presencia genera
alargamiento de la llama y esta se
acerque demasiado a otros elementos
(por ejemplo el intercambiador de
calor en un equipo de combustión)
A altas concentraciones de El
H2. Pueden presentar
problemas de seguridad en la
combustión del gas natural,
debido a que este posee una
muy alta velocidad de
combustión, lo que puede
ocasionar retroceso de llama
en equipos de aplicación
doméstica.
El O2. Generalmente no se
encuentra presente en
cantidades significativas en
los yacimientos de gas. Su
presencia en el gas natural se
suele atribuir a la
contaminación durante las
diferentes actividades de la
cadena del gas, o al nitrógeno
o al aire inyectado como
medio para moderar el Índice
de Wobbe.

7. Efectos del Sulfuro de Hidrogeno
El sulfuro de Hidrógeno se encuentra naturalmente en el petróleo y gas
natural además en gases volcánicos y manantiales de aguas termales.
También puede producirse como resultado de la degradación bacteriana de
la materia orgánica y de las bacterias sulfato reductora) que se encuentran
en el petróleo pesado y que bajo
condiciones anaeróbicas pueden transformar los sulfatos en sulfuro de
Hidrógeno.
El hidrógeno de sulfuro (H2S) es un gas tóxico y el peligro para la salud
depende tanto de la duración de la exposición como de la concentración.
Este gas es irritante para los pulmones y en bajas concentraciones irrita los
ojos y en tracto respiratorio. La exposición puede producir dolor de cabeza,
fatiga, mareos, andar tambaleante y diarrea, seguido algunas veces por
bronquitis y bronconeumonía (Sax y Lewis, 1989). Hay evidencias de
síntomas adversos a la salud elevados en comunidades expuestas durante
largo tiempo a niveles bajos de H2S en el medio ambiente (Bates et al.,
2002; Legator, 2001), tales como en áreas geotérmicas, y el desagradable
olor de H2S puede ser molesto. Los sujetos asmáticos no parecen
responder tan prontamente a los niveles bajos de H2S como lo hacen al
SO2. El olfato pierde el rastro del H2S cuando las concentraciones son
inferiores al nivel de peligrosidad, de manera que las personas pueden
tener poca alerta de la presencia del gas en concentraciones dañinas.

8. Procesos de Endulzamiento
1. Absorción Química (proceso de Amina)
Uno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos
por absorción química con soluciones acuosas con alcano laminas. De los solventes disponibles para
remover H2s y CO2 de una corriente de gas natural, las alcano laminas son generalmente las más
aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en el mercado.
2. Absorción Física (solventes físicos)
Este proceso consta de dos etapas:
 Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del ácido
sulfrídrico y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa
de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión.
 Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la
desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión,
reutilizando la solución en el mismo proceso.

9. 3. Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas)
La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos:
 Torre Absolvedora de gases ácidos:
La torre Absolvedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en
contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas
amargo alimentada a la planta endulzadora.
 Separador de gas combustible:
El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con
una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce
después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas
combustible.

10. Tipos de Proceso de Endulzamiento
I. Planta de Aminas:
Uno de los materiales más comúnmente usados para la remoción de
los gases ácidos es una solución de monoetanolamina (MEA –
derivado del amoníaco). Otros químicos usados para remover gases
ácidos son la dietanolamina (DEA) y el Sulfinol (mezcla de sulfolano,
disopropanolamina y agua).
Los dos primeros productos químicos remueven los gases ácidos a
través de una reacción química, mientras que el Sulfinol trabaja sobre
la base de una reacción química más una absorción física.
II. Plantas con Tamices Moleculares o Membranas:
Los tamices moleculares operan con los mismos principios ya
comentados anteriormente en otros procesos del tipo adsorción, y son
regenerados con calor de la misma manera que se realiza en ellos.
Igualmente se utilizan los diferentes grados de permeabilidad,
permitiendo el pasaje de ciertos productos selectivamente.

11. III. Planta de Recuperación de Sulfuro:
El sulfuro simple es producido a partir del sulfuro de hidrógeno en gas ácido a través del proceso Claus,
durante el cual se provoca una reacción sobre el sulfuro de hidrógeno con el oxígeno del aire. El gas
ácido y el aire reaccionan no catalíticamente por combustión en un horno o hervidor de tubo de fuego.
La mayor parte del gas es enfriado para condensar el azufre, el cual es removido.
IV. Lechos no Regenerativos:
Algunos gases contienen lo que equivale a sólo cantidades de rastros de sulfuro de hidrógeno, pero la
concentración puede exceder en varias veces la especificada en el contrato de gas para la venta.
La esponja de hierro consiste en óxido de hierro depositado sobre trocitos de madera o viruta. El óxido
de hierro es convertido en sulfuro de hierro al endulzar el gas y posee una vida relativamente corta.

12. Factores a considerar para su elección
 Concentración de impurezas
 Temperatura y presión disponible.
 Volumen de gas a procesar
 Composición de Hidrocarburos.
 Selectividad de los gases ácidos por mover.
 Especificaciones del gas ácido residual.

13. Endulzamiento con aminas del gas natural
El tratamiento de gas con aminas, también conocido
como eliminación del gas ácido y endulzamiento, es un grupo de
procesos que utilizan soluciones acuosas de varias aminas para
eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2)
de los gases. Es un proceso usado en refinerías de petróleo,
plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y
otras industrias. Los procesos consisten en la absorción del gas por
soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura
ambiente.
Existen también combinaciones de aminas que se usan para
mejorar la extracción de los gases ácidos y minimizar la corrosión
en los equipos usados. Las aminas se emplean en soluciones
acuosas que van del 20% al 70% en peso de amina en agua.
Las aminas también se utilizan para eliminar gases ácidos de los
hidrocarburos líquidos, por ejemplo, el gas licuado del petróleo
(GLP).

14. Endulzamiento con carbonatos
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.

15. Endulzamiento por 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. El uso de solventes físicos para
endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:
Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o más pesados
baja. Solo se requiere eliminación global de los gases ácidos ( No se requiere llevar su concentración a niveles
demasiado bajos) Se requiere eliminación selectiva de H2S

16. Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua:
• Proceso Selexol:
Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso
han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es
de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este
contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación
la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado
extraer hasta un 85% del CO2.
• Proceso de Lavado con Agua:
Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los
problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para
extraerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La
principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.
El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas
veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.

17. CONCLUSION
El Endulzamiento de gas natural permiten inferir que las variables sensibles de operación son el
caudal y la temperatura de la solución de MDEA que ingresa al absolvedor y, la temperatura de
regeneración de la misma. Se observa que la temperatura seleccionada para la solución de amina
dependerá de un estudio del costo energético del proceso. Por otra parte, si bien el aumento de la
temperatura en el reboiler del regenerador permite obtener una solución de amina de mayor pureza,
esto daría lugar a un análisis económico entre el costo de calentamiento en el reboiler, y el beneficio
de una mayor recuperación de la amina.

18. BIBLIOGRAFIA
 http://www.ingenieriadepetroleo.com/endulzamiento-de-gas-natural/
 http://biblioteca.unmsm.edu.pe/redlieds/Proyecto/PublicacionesElectro/monografias/OPTIMIZACI
ON%20DEL%20%20PROCESO%20DE%20ENDULZAMIENTO%20DEL%20GAS%20NATURAL.pdf
 https://es.slideshare.net/SergioGonzalezJimeno1/endulzamiento-degasnatural
 https://es.slideshare.net/SergioGonzalezJimeno1/endulzamiento-degasnatural

19. GRACIAS!