Este documento describe varios procesos para eliminar contaminantes como el sulfuro de hidrógeno del gas natural. Explica que existen procesos con solventes químicos, físicos y híbridos, así como procesos de conversión directa y lecho sólido. Detalla los principales procesos mencionando que los químicos usan reacciones reversibles con aminas, los físicos absorben contaminantes sin reacciones y los híbridos combinan solventes. También menciona efectos negativos del H2S en la salud y el medio

1. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITECNICO SANTIAGO MARIÑO
NOMBRE:
Br. Roam Bonilla
C.I.: V -14.832.311
ENDULZAMIENTO DEL GAS
NATURAL

2. INTRODUCCIÓN

3. GAS ACIDO
 Definición: Son gases con presencia de iones hidrógeno (Hé), producto principalmente de
gases de combustión o de procesos industriales que se combinan con el vapor de agua del
aire. Entre ellos se encuentran los nítricos, sulfúricos, halogenuros, acético, propiónico,
butírico, etc.
 Fuente: Martínez AP, Romieu I. Introducción al monitoreo atmosférico. Metepec: ECO;
1997.(ECO. Introducción al monitoreo atmosférico).

4. CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL Y
PROBLEMAS ASOCIADOS
 El gas natural, un combustible fósil “limpio”
 El gas natural es un tipo de combustible fósil con menor impacto ambiental que
otros como el carbón o el petróleo y que, por tanto, está bien visto y es utilizado
como sustituto natural de los más contaminantes.
El gas natural emite de un 50 a un 60 por ciento menos de CO2 cuando se
combustiona en una planta de energía, comparado con las emisiones típicas de una
planta de carbón. Además, también reduce en un 15-20% los gases emitidos a la
atmósfera, en comparación con los que provoca un motor de gasolina en un
vehículo.

5. PROCESO DE TRATAMIENTO DE GAS

6. Generación de emisiones
Respecto a la generación de emisiones del gas natural, el
Ministerio de Transición Ecológica detalla:
 Emisiones de CO2: El gas natural, como cualquier otro combustible, produce CO2,
pero, debido a la alta proporción de hidrógeno-carbono de sus moléculas, sus
emisiones son un 40-50 por ciento inferiores que las del carbón y un 25-30 por
ciento menores que 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 oxígeno de la combustión. Este fenómeno se produce en
reacciones de elevada temperatura, especialmente en procesos industriales y en
motores alternativos, alcanzándole proporciones del 95-98 por ciento de NO y del 2-
5 por ciento de NO2. Dichos óxidos, por su carácter ácido, contribuyen, junto con el
SO2 a la lluvia ácida, 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.
La naturaleza del gas, dado que su combustión tiene lugar en fase gaseosa, permite
alcanzar una mezcla mas perfecta con el aire de combustión, lo que conduce a
combustiones completas y más eficientes, con menor exceso de aire.
La propia composición del gas natural genera dos veces menos emisiones de NOx
que el carbón y 2,5 veces menos que el fuel-oil. Las instalaciones más modernas
tienden a reducir las emisiones, actuando sobre la temperatura, concentración de
nitrógeno y tiempos de residencia, o eliminándolo una vez formado mediante
dispositivos de reducción catalítica.

7.  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 de 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 uno de los causantes del efecto invernadero, más potente que el CO2,
aunque las moléculas de metano tienen un tiempo de vida en la atmósfera más
corto que el del CO2.
Según varios estudios independientes, las pérdidas directas de gas natural durante
la extracción, el trasporte y la distribución a escala mundial, se han estimado en un
1 por ciento 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 por ciento de las
emisiones causadas por el hombre.
 Partículas sólidas: El gas natural se caracteriza por la ausencia de cualquier tipo de
impurezas y residuos, lo que lleva a descartar cualquier emisión de partículas
sólidas, hollines, humos, etcétera. Además, permite en muchos casos el uso de los
gases de combustión de forma directa (cogeneración) o el empleo en motores de
combustión interna.

8.  Sin embargo, esta reputación positiva del gas natural no es tan cierta como
parece según varios informes y reportes, en los que se explica cómo la energía
que procede de este gas produce una gran contaminación cuando se realiza el
proceso de extracción, ya que cuando se quema en el proceso de combustión
del gas natural es cuando éste es más limpio, debido a que sus emisiones de
gases son más bajas. se producen grandes emisiones de CO2 y metano, los
cuales empeoran el CALENTAMIENTO GLOBAL y el CAMBIO CLIMATICO,
además de traer consigo otras consecuencias como la contaminación del agua
potable subterránea. De hecho, en donde tienen lugar las perforaciones, se
han experimentado grandes concentraciones de contaminantes en el aire y la
exposición a éstos puede causar problemas respiratorios, cardiovasculares y
cáncer.

9. EFECTOS DEL SULFURO DE HIDROGENO
 El sulfuro de hidrógeno es un gas incoloro, inflamable y extremadamente
peligroso con olor a "huevo podrido". Ocurre de forma natural en petróleo
crudo y gas natural, y puede ser producido por la descomposición de materia
orgánica y desechos humanos/animales (por ejemplo, aguas negras). Es más
pesado que el aire y puede acumularse en áreas bajas y cerradas, pobremente
ventiladas, como sótanos, bocas de registros, bóvedas subterráneas para líneas
de alcantarillado y teléfonos/eléctricas.
 Efectos sobre la Salud
 Los efectos sobre la salud varían dependiendo de cuánto tiempo y a qué nivel
usted está expuesto. Las personas asmáticas pueden estar en mayor riesgo.
Concentraciones bajas - irritación de ojos, nariz, garganta o sistema
respiratorio; los efectos pueden tardar en aparecer.
 Concentraciones moderadas - efectos más severos en los ojos y la
respiración, dolor de cabeza, mareos, nausea, tos, vómitos y dificultad al
respirar.
 Concentraciones altas - estado de shock, convulsiones, incapacidad para
respirar, coma, muerte; los efectos pueden ser extremadamente rápidos (en
pocos respiros).

10. PROCESOS DE ENDULZAMIENTO
Los distintos procesos de endulzamiento se pueden
clasificar en las siguientes categorías:
 Procesos con solventes químicos.
 Procesos con solventes físicos.
 Procesos con solventes híbridos o mixtos.
 Procesos de conversión directa.
 Procesos de lecho sólido o seco.
 Nuevos procesos (membranas).
 Criogénicos.

11.  Procesos con Solventes Químicos
En estos procesos, el gas que se va a tratar se pone en contacto en
contracorriente con una solución de un componente activo que
reacciona con los gases ácidos para formar compuestos inestables,
solubles en el solvente. El componente activo de la solución puede ser
una alcanoamina o una solución básica, con o sin aditivos. El contacto
se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución
ingresa por la parte superior y el gas por la parte inferior. Las reacciones
que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles; por
lo tanto, la solución al salir de la torre se envía a regeneración.
 Procesos con Solventes Físicos
En estos procesos, el solvente físico utilizado absorbe el contaminante
como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas, y son
regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de
pequeñas cantidades de gas de despojamiento. Se caracterizan por su
capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes
componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. Principalmente
los procesos de absorción física son utilizados cuando la presión del gas
es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes; 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

12.  Procesos con solventes Híbridos o Mixtos
En este tipo de procesos se trabaja con la combinación de solventes físicos y
químicos. Lógicamente, el mismo presenta las características de ambos. La
regeneración se logra por la separación en múltiples etapas y fraccionamiento.
Se puede remover CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos dependiendo de la
composición del solvente. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la
composición del solvente y/o el tiempo de contacto. Los principales procesos
comerciales que utilizan solvente híbridos son: Sulfinol- D, Sulfinol- M y
Optisol.
 Procesos de Conversión Directa
Los procesos de conversión directa se caracterizan por la selectividad hacia la
remoción del H2S. El sulfuro de hidrogeno es removido de la corriente de gas,
por un solvente que circula dentro del sistema, el cual puede ser reducido
fácilmente por el H2S y rápidamente oxidado por el aire, produciendo azufre
elemental. Los procesos comerciales más conocidos son: Stretford, Takahax y
Ferrox.

13.  Mallas Moleculares
Las mallas moleculares son lechos fijos que operan con ciclos de trabajo y también se
pueden utilizar para deshidratar el gas natural. Se usan para absorber físicamente los
componentes ácidos (H2S y CO2) y luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas
o descensos de presión. Membranas La separación se logra aprovechando la ventaja en las
diferencias de afinidad/difusividad que poseen las membranas. El agua, el dióxido de
carbono y el sulfuro de hidrogeno son moderadamente altos difusores, lo que indica que
pueden difundir más fácilmente que los hidrocarburos, utilizando la misma fuerza
impulsora. Por otro lado los gases lentos, son aquellos que permanecen en la parte
anterior de la membrana sin difundir. Estas características hacen que las membranas sean
ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.
 Proceso con Aminas
La absorción química utilizando alconoaminas forma parte de los procesos más
frecuentemente usados y de los más eficientes. En el tratamiento de gas se utilizan
soluciones acuosas de aminas para remover sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de
carbono (CO2).

14. FACTORES A CONSIDERAR
Solventes Químicos
 Desventajas de este método son: la demanda de energía, la
naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas
ácido en la solución, debido a la estequiometria de las
reacciones. Los principales procesos con solventes químicos son:
MDEA, MDEA activada y Benfield (con carbonato de potasio).
 Solventes Físicos
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 su separación no es
económicamente viable.

15. ENDULZAMIENTO CON AMINAS DEL GAS
NATURAL
 Los distintos tipos de amina que se pueden utilizar son los
siguientes:
 Monoetanolamina (MEA): La monoetanolamina es la más reactiva de
las etanolaminas. Se utiliza preferencialmente en procesos no selectivos
de remoción del CO2 y del H2S, aunque algunas impurezas tales como
el COS, CS2 y el oxígeno tienden a degradar la solución, por lo cual no
se recomiendan en esos casos.
 Dietanolamina (DEA): La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la
solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de DEA con
COS y CS2 es más lenta que con la MEA, y los productos de la reacción son distintos,
lo que causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una
presión de vapor más baja, por lo cual las pérdidas de solución de amina por
evaporación son menores, y funciona bien en absorbedores de baja presión.

16.  Diisopropanolamina (DIPA): La DIPA es una amina secundaria como la
DEA, tiene una gran capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto
peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.
 ADIP (Diisopropanolamina activada): El proceso Shell ADIP utiliza
soluciones acuosas relativamente concentradas (30-40%). Este proceso es
ampliamente usado para la remoción selectiva del sulfuro de hidrógeno de
gases de refinería con altas concentraciones de H2S/CO2. El COS se remueve
parcialmente (20-50%), pero es posible lograr concentraciones más bajas de
H2S.
 Metildietanolamina (MDEA): La metildietanolamina, es una amina terciaria
que reacciona lentamente con el CO2, por lo tanto para removerlo, se requiere
de un mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor aplicación
es la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y
H2S). Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es que la solución
contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flash.

17. Diagrama de Flujo del Proceso La simulación del proceso de endulzamiento se
presenta , está conformado principalmente por una torre absorbedora y una
torre regeneradora

18. 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. 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

19. CONCLUSION
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas
natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el
gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas
en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el
contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas.
El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua
forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como
gas agrio.
Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas
* Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S
y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas
libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por
debajo de los contenidos aceptables.

20. * Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a
un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla
reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son
obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros
compuestos.
* Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil
manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad
recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de
endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria.
* Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre
aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario
eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales
y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S
bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de
azufre.

21. REFERENCIA
 https://es.wikipedia.org/wiki/Plantas_de_procesamie
nto_del_gas_natural
 http://ingenierodegasrosaurav.blogspot.com/2011/08/e
ndulzamiento-o-desacidificacion-del_523.html