1 

 

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

2.1 Introducción.

Generalmente el gas natural que se produce a nivel mundial contiene CO2. Además, en

muchas partes del mundo principalmente al norte de la línea ecuatorial, el gas natural

contiene también H2S. Ambos compuestos son ligeramente solubles en agua. Cuando

estos gases se disuelven en agua forman una solución medianamente acidificada, razón

por la que estos compuestos son llamados gases ácidos. Como se vio en el Capítulo 1,

las especificación máximas de CO2 y H2S a nivel internacional son 2 % vol y 4 ppmv,

respectivamente. Cuando un gas natural excede las especificaciones por H2S y/o CO2

se denomina un gas agrio; por el contrario, cuando el contenido de estos compuestos en

el gas natural está por debajo de los límites especificados para gas de venta, se dice que

es un gas dulce.

El gas natural que tiene concentraciones de H2S y CO2 por encima de los límites

permisibles, tiene que ser tratado para removerle el gas ácido. Como el H2S reacciona

con muchos compuestos, hay una gran variedad de procesos para extraerlo

químicamente. En pequeñas concentraciones, es económica su remoción haciéndolo

reaccionar con compuestos sólidos secos como el óxido de hierro o el óxido de zinc.

Cuando las concentraciones son altas, se usan los solventes. En cuanto al CO2, se

extrae solamente con solventes.

2 

 

2.2 Procesos Típicos de Tratamiento de Gas por Remoción de

Gas Ácido.

Tipos de Procesos

En esencia, hay siete categorías de procesos de desacidificación o endulzamiento:

1. Procesos con solventes químicos

2. Procesos con solventes físicos.

3. Procesos con solventes híbridos o mixtos.

4. Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S)

5. Procesos de lecho sólido o seco, membranas y otros.

6. Membranas y otros procesos de endulzamiento.

7. Procesos criogénicos (tecnología especial que se aplica solamente en

circunstancias excepcionales)

La mayoría de los gases agrios se tratan con solventes regenerables para separar los

gases ácidos de los hidrocarburos. En la Fig. 2-1 y Fig. 2-2 se muestra un proceso

típico para este propósito.

El gas entra al separador de entrada en el cual se separa cualquier liquido condensado y

fluye a la absorbedora por al fondo. Por la parte superior de la torre entra el solvente

pobre (generalmente aminas) disueltas en agua y en la medida que fluye hacia abajo de

plato a plato, se pone en íntimo contacto con el gas que fluye hacia arriba burbujeando

en el líquido.

3 

 

Cuando el gas alcanza la cima de la torre, virtualmente todo el H2S y dependiendo del

solvente, casi todo el CO2 se ha removido de la corriente de gas de carga.

El gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones de H2S y CO2, pero como está

saturado con agua, generalmente va a un proceso de deshidratación como se vio en el

capítulo anterior. Normalmente las contadoras operan a niveles de presión de 950 psig.

El solvente rico en hidrocarburos sale por el fondo de la contactora y pasa por una

válvula de control en la cual cae la presión a un nivel de 70 psig. A dicha presión entra

a un tambor "flash" en el cual la mayoría del hidrocarburo gaseoso disuelto y algo de

gas ácido se separan.

4 

 

FIGURA 2-1.

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)

5 

 

A continuación la solución rica intercambia calor con la solución regenerada o pobre

que sale caliente de la torre despojadora. Luego de precalentarse entra a la

despojadora o regeneradora donde el proceso ocurre alrededor de 14 psig a la

temperatura respectiva de ebullición de la solución. El calor al fondo de la torre se

suministra con un rehervidor.

Los vapores que salen por la cima de la torre pasan por un condensador y un

separador o tambor de reflujo, en el cual se separa el gas ácido y el líquido

condensado. Este líquido es bombeado nuevamente por la parte superior de la torre

como reflujo. La corriente de gas ácido es una corriente de deshecho que debe ser

incinerada o tratada para convertir el H2S generalmente a azufre.

La solución regenerada sale por el fondo de la torre o el rehervidor, pasa por el

intercambiador solvente pobre / solvente rico y va al tanque de reposición de

solvente.

Del tanque se bombea a través de un enfriador en el cual se controla la temperatura

apropiada para el tratamiento en la contactora, que generalmente es 10 °F más

caliente que el gas de carga para evitar condensación de hidrocarburos que causan

problemas de espuma en el proceso.

Variaciones al proceso descrito anteriormente se muestran en las Figs. 21-13 a 21-16

del GPSA.

Siguiendo el sistema de endulzamiento del gas natural, a continuación viene el

proceso de recuperación de azufre, que se muestra en la Fig. 2-3.

6 

 

FIGURA 2-1.1. Planta de endulzamiento con aminas

Fuente: “Ingeniería del Gas Natural, Martínez”

7 

 

FIGURA 2-2.

Fuente: Base de Datos de PEMEX, Gas y Petroquímica Básica.

8 

 

FIGURA 2-3

RECUPERACIÓN DE AZUFRE

Fuente: Base de Datos de PEMEX, Gas y Petroquímica Básica.

El gas ácido (H2S ácido sulfhídrico + CO2 bióxido de carbono), proveniente del

proceso de endulzamiento, pasa por un reactor térmico (cámara de combustión) y

posteriormente pasa a dos reactores catalíticos, donde finalmente se logra la

conversión del H2S (ácido sulfhídrico) en azufre elemental. El azufre elemental se

almacena, transporta y entrega en estado líquido.

De la misma forma la acidez del gas se puede eliminar con procesos de adsorción

secos con lechos adsorbedores de diferente naturaleza. Algunos de los usados para

remover el H2S son el Sulfatreat, Iron sponge y tamices moleculares.

9 

 

Procesos con Solventes Químicos

En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente

con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que

circula dentro de la planta. La solución rica, inestable, se puede separar en sus

integrantes originales mediante la aplicación de calor y/ o por reducción de la

presión de operación, para liberar los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez

regenerada, la solución se envía nuevamente a la unidad de absorción.

El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos una

alcanolamina o una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin aditivos.

En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y

producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico).

La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la

práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso de

regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la

correspondiente disminución de suministro de calor.

Las soluciones de carbonato de potasio, generalmente incluyen activadores para

aumentar la reacción cinética, pero esos solventes son difíciles de regenerar con un

simple descenso de la presión. En general, los solventes químicos presentan alta

eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de

alimentación con baja presión parcial de CO2.

Las principales desventajas 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.

10 

 

Procesos con Solventes Físicos

Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial,

diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. También llevan

asociado calor de solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de

reacción en los procesos de solventes químicos. Como se puede anticipar la

absorción trabaja mejor con alta presión parcial de gas ácido y bajas temperaturas.

La carga de gas ácido en el solvente es proporcional a la presión parcial del

componente ácido del gas que se desea tratar. Debido a la baja cantidad de calor de

solución, con el dióxido de carbono, la mayor parte de los solventes físicos pueden

ser regenerados por simple reducción de la presión de operación, sin que sea

necesario la aplicación de calor. Cuando se requiere de especificaciones más

extremas (con menor cantidad de gas ácido en el gas tratado), la reducción de la

presión podría ir acompañada de un calentamiento adicional.

La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción bruta de

gas ácido con alta presión parcial. La mayoría de los solventes comerciales que se

utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente.

Una desventaja de los solventes físicos es la solubilidad relativamente alta de

hidrocarburos de alto peso molecular (C3+). Dependiendo de la composición de

entrada, la pérdida de hidrocarburos. Los cuales pueden ser usados como

combustibles y el costo de su recuperación, podrían hacer prohibitiva la utilización

de un proceso físico.

11 

 

Procesos con Solventes Híbridos o Mixtos

Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos y,

naturalmente, presentan las características de ambos. La regeneración se logra por

separación en múltiples etapas y fraccionamiento. Dependiendo de la composición

del solvente, pueden remover CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos. La selectividad

hacia el H2S se logra ajustando la composición del solvente y/ o el tiempo de

contacto. La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular se puede

mantener dentro de los límites razonables.

12 

 

Procesos de Conversión Directa

Los procesos de conversión directa (ver Tabla No. 1-6), se caracterizan por la

selectividad hacia la remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S). El H2S es removido

preferencialmente de la corriente de gas, por un solvente que circula en el sistema.

Los solventes pueden ser reducidos fácilmente por el H2S y rápidamente oxidados

por el aire, para producir azufre elemental. Estos procesos son particularmente

atractivos en lugares donde se desea evitar el impacto ambiental del sulfuro de

hidrógeno (H2S).

 

 

 

 

Otros Procesos Mallas Moleculares Las mallas moleculares pueden ser usadas para absorber físicamente los

componentes ácidos, tales como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono y

luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas o descensos de presión. Las

13 

 

mallas moleculares son lechos fijos (típicamente UC, tipo 4-A-LNG) que operan con

ciclos de trabajo y se pueden utilizar para deshidratar el gas natural.

Membranas

Un proceso cuyo interés está incrementado es el uso de membranas permeables para

la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando la ventaja de las

diferencias de afinidad/ difusividad. El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de

hidrógeno son moderadamente altos difusores, lo cual indica que se pueden colar a

través de una membrana más fácilmente que los hidrocarburos, con la misma fuerza

motriz. Los gases lentos, son aquellos que tienden a permanecer detrás y que no

atraviesan la membrana, por ejemplo los hidrocarburos alifáticos y el nitrógeno. La

fuerza motriz requerida para lograr que los gases se difundan es generalmente alta

(1.000,0 lpcm). El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá

pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. Cualquier corriente

permeabilizada contendrá cantidades significativas de hidrocarburos. Otra

característica de los sistemas de membranas es que son esencialmente modulares.

 

Factores que se consideran para la Selección de un proceso.

Los factores que se consideran más importantes en la selección de un proceso son:

Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H2S, CO2, COS,

RSH, etc.

Tipo y concentración de las impurezas en el gas ácido.

Especificaciones del gas residual (gas dulce)

Temperatura y presión del gas ácido y del endulzado.

Volumen del gas a ser procesado.

Corrosión.

Fracción molar de los hidrocarburos en el gas.

14 

 

Requerimiento de selectividad.

Costos de capital y operación.

Regalías

Especificaciones de los productos líquidos.

 

Criterios de Selección de Procesos

De acuerdo al tipo de contaminantes, se debe escoger el tipo de proceso a utilizar

para el endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que amina, sería la

más adecuada en relación a los contaminantes presentes en nuestro gas.

Tabla 2.1 Guía para la selección de procesos

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. Físicos

(Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

Referencias:

COS : Sulfuro de carbonilo (*) : Denota mercaptanos CS2 : Disulfuro de carbono EMS : Etil metil sulfuro DMDS : Dimetil disulfuro

15 

 

2.3 Consideraciones de Diseño y Operación de

Equipos en Proceso de Remoción de Gas Ácido

El proceso de endulzamiento con solventes regenerativos consiste esencialmente

de los pasos cíclicos siguientes:

a. Poner en contacto el gas natural conteniendo los gases ácidos con una

solución pobre a alta presión y baja temperatura en una absorbedora o

contactora.

b. Regenerar la solución rica a baja presión y alta temperatura para obtener

solución pobre que luego se enfría y se recircula.

Aunque esto parece sencillo, la operación del proceso requiere un funcionamiento

armónico en los diferentes equipos. Si uno de los equipos en el tren no hace su parte

apropiadamente, el tratamiento del gas es malo y se requiere apagar la planta,

quemar el gas en la tea de “flare” y proceder a remediar la situación.

Una parada de planta que no esté programada, normalmente es muy costosa en este

tipo de actividad.

Por lo tanto es necesario tener claro el propósito y las condiciones de operación de

los equipos que conforman el tren de endulzamiento.

Separador de Entrada

16 

 

Como se ilustra en la Fig. 2-1.a, la primera vasija en esta unidad es el separador de

entrada. Su propósito es separar las diferentes fases de los fluidos que entran y poder

manejar cualquier bache de líquido proveniente del sistema de gasoducto, para evitar

que los vapores que salen de la vasija se contaminen con líquido.

Si el separador es más grande de lo necesario no es problema, pero si es pequeño,

será la causa de muchos problemas en la operación de la unidad. La temperatura de

los fluidos que entran no debe estar a más de 5 a 10 °F por encima de la temperatura

de formación de hidratos a la presión de operación (≈ 500 psia), para facilitar la

condensación de la mayor cantidad posible de hidrocarburos pesados.

Compresión

En muchos yacimientos viejos, la presión ha declinado de forma tal que para

mantener la producción de los pozos, la presión en cabeza debe ser disminuida para

mantener una rata de producción en un nivel aceptable.

Esto significa que la presión en las líneas de recolección ha disminuido y por lo

tanto, el gas llega a la planta de tratamiento por debajo de la presión de diseño. Por

lo tanto el gas tiene que ser comprimido a la presión requerida, tanto para

tratamiento como para entrega a las líneas de gas de venta.

Los compresores pueden ser diseñados para manejar gas bastante agrio, mediante

una apropiada especificación de materiales. En este proceso, la temperatura se

incrementa considerablemente y por tanto el gas debe ser enfriado a 90 - 100 °F si la

presión está en el orden de 1,000 psia, para condensar agua, hidrocarburos y aceite

del compresor. Esta corriente enfriada debe pasar por un separador antes de entrar a

la absorbedora.

17 

 

Absorbedora o Torre Contactora

La absorbedora o contactora es una vasija vertical a presión que contiene entre 20 -

24 platos, o un número de etapas equivalentes en empaque. En ella ocurre la

transferencia de masa de los gases ácidos contenidos en el gas al solvente de

endulzamiento. El grueso de la absorción ocurre en los primeros cinco platos del

fondo de la torre.

Cuando el solvente es amina, la absorción es por reacción química la cual es

exotérmica y hace que se incremente la temperatura de salida de la solución en unos

grados. El incremento en temperatura depende de la concentración de los gases

ácidos en el gas agrio y la carga molar, la cual se define más adelante. La solución

rica sale por el fondo de la torre a través de una válvula de control de nivel y de

disminución de presión.

La presión de operación de la contactora puede variar considerablemente de planta a

planta, pero en operaciones de alta presión, la mayoría de ellas opera en el rango de

950 a 1,000 psia, de esta forma el gas dulce puede entrar a la línea de gas de venta a

un nivel de presión de 900 psig o más.

Un problema que debe evitarse en la contactora es la espuma, la cual puede

detectarse mediante medición continua de la presión diferencial a través de la

contactora, entre el gas de entrada y el gas de salida.

En los platos en los cuales se presenta espuma, la solución tiende a mantenerse sobre

ellos incrementándose la cabeza hidrostática.

El gas va acumulando dicha cabeza hidrostática entre los platos de fondo y de cima,

a medida que burbujea a través del líquido en cada plato.

18 

 

Lavado con Agua del Gas Tratado

El gas que sale por la cima de la contactora está virtualmente libre de gases ácidos y

cumple con las especificaciones por H2S y CO2. Sin embargo, requiere tratamiento

para ajuste del punto de rocío. Además como la temperatura de salida del gas es de

100 °F o un poco mayor, algo de solvente sale en fase vapor con el gas dulce y por

lo tanto esta corriente usualmente se lava con agua.

Esto se pueda hacer en una torre que condene alrededor de seis platos. El agua

utilizada para lavado debe ser desmineralizada o condensada del vapor vivo, la cual

después del lavado se usa como agua de reposición para la solución de

endulzamiento, con lo cual se reducen las pérdidas de solvente.

Tambor Flash

El uso de este equipo trae como beneficio lo siguiente:

- Reducir erosión en los intercambiadores amina rica - amina pobre.

- Minimizar el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.

- Reducir la carga de vapores a la despojadora.

- Permitir usar el gas que se libera como combustible, mediante endulzamiento

en una pequeña torre en la parte superior del tambor.

Cuando hay presencia de hidrocarburos pesados en el gas natural, se usa este tanque

para retirarlos. El tiempo de residencia puede variar entre 5 y 30 minutos,

dependiendo de los requerimientos.

19 

 

Intercambiador de Calor Solución Rica/Pobre

La solución rica relativamente fría intercambia calor con la solución regenerada la

cual está cerca a su punto de ebullición. Uno de los equipos más comunes para este

servicio es el intercambiador de casco y tubos. Normalmente este intercambiador se

hace de acero al carbón, pero algunas veces los tubos se hacen de acero inoxidable

para alargar el tiempo de vida del equipo.

Los principales problemas de operación con este tipo de intercambiador, son

corrosión y ensuciamiento. Falla de un tubo debido a corrosión se puede notar por

un incremento súbito del gas ácido residual en el solvente regenerado, debido a

fugas de la solución rica hacia la solución pobre que opera a más baja presión. El

ensuciamiento se detecta mediante seguimiento rutinario de la eficiencia de

transferencia de calor en el intercambiador.

La solución rica sale del tambor mediante una válvula de control de nivel y como el

gas tiende a liberarse de la solución a medida que el solvente rico es calentado, debe

mantenerse determinado nivel de presión sobre el líquido.

Por esta razón la válvula de control de nivel debe ser la última pieza de equipo a

través de la cual pasa el solvente rico antes de entrar a la columna despojadora. Por

lo tanto esta válvula que controla el nivel en el tambor flash, debe montarse sobre la

boquilla de alimento a la despojadora.

Si se usa carbonato de potasio como solvente, no se requiere este intercambiador

puesto que la solución contacta al gas en la absorbedora a alta temperatura. Esto

representa un significativo ahorro de energía para este proceso comparado con el

proceso de amina.

20 

 

Regeneradora o Despojadora

Las reacciones químicas por las cuales los gases ácidos son removidos por el

solvente en la contactora tienen que ser reversadas. Esto se hace bajando la presión

de la solución a alrededor de 12 a 15 psig y calentando a la temperatura de

ebullición a esta presión. Lo anterior ocurre en una vasija de baja presión llamada

regeneradora o despojadora.

La solución rica entra a la despojadora por la parte media superior de la vasija. La

fuente de calor para el despojo está en el fondo de la vasija suministrada por el

rehervidor, en el cual se calienta el líquido a su punto de ebullición con vapor de

agua.

Los vapores del rehervidor entran a la despojadora por debajo del plato de alimento

y a medida que ascienden suministran el calor para despojar los gases ácidos de la

solución rica. La solución regenerada ahora pobre, sale por el fondo o por el

rehervidor de la torre.

Rehervidor

El rehervidor suministra el calor para la regeneración del solvente. La precaución

principal que debe tenerse en esta operación es no exponer el solvente a

temperaturas que puedan descomponerlo. Por lo tanto, el medio de calentamiento en

el rehervidor no debe estar por encima de 340 °F.

El calor puede ser suministrado por vapor de agua o glicol caliente en un rehervidor

de casco y tubos, o por un horno de fuego directo, el cual se diseña para que la

temperatura máxima de pared en los tubos sea la requerida para calentar la solución

pero que se evite la degradación térmica.

21 

 

Reclaimer (Recuperador)

Cuando se usa monoetanolamina (MEA) o diglicolamina (DGA), generalmente se

usa un rehervidor adicional "Reclaimer", para remover productos de la degradación

del solvente, sales, sólidos suspendidos, ácidos y compuestos de hierro.

Normalmente “soda ash” o cáustica se adiciona al reclaimer con MEA para obtener

un pH entre 8-9, para DGA no se requiere adición de solución básica. La rata de

circulación en el reclaimer está entre 1 - 3 % del total de la circulación de amina.

Condensador

La corriente de vapores que sale caliente por la cima de la despojadora está

compuesta por H2S, CO2, algo de hidrocarburo gaseoso disuelto, un poco de vapor

de agua y solvente.

Esta corriente caliente de vapor pasa por un condensador que generalmente es aéreo,

donde se enfría hasta la mínima temperatura que permita el aire, para minimizar las

pérdidas de solvente y agua en fase de vapor en el gas ácido.

La mayoría del agua y el solvente químico condensan y son separadas del gas ácido

en el tambor de reflujo.

Tambor de Reflujo

La corriente en dos fases proveniente del condensador entra a un separador llamado

tambor de reflujo. El líquido condensado principalmente agua con una pequeña

cantidad de solvente químico, se bombea a la cima de la despojadora como reflujo.

22 

 

El reflujo ayuda a reducir la cantidad de solvente químico en la sección de cima de

la despojadora disminuyendo sus pérdidas. La rata de reflujo normalmente está entre

1-1.5 moles de agua retornada como reflujo por mol de gas ácido liberado en la

despojadora.

Tanque de Almacenamiento de Solución

Este tanque suministra flexibilidad en el manejo del solvente. Opera a presión

cercana a la atmosférica con una ligera presión positiva suministrada por gas dulce o

gas inerte para prevenir la entrada de aire.

Debe mantenerse un nivel mínimo para garantizar suficiente succión a la bomba de

circulación de solvente. Las pérdidas de solvente son repuestas con la adición de

solvente puro y agua periódicamente al tanque, manteniendo el rango apropiado de

concentración de la solución.

La temperatura de la solución en el tanque es un poco alta, del orden de 150 - 170

°F, dado que tan solo se ha enfriado al intercambiar calor con el solvente rico.

Bomba de Solución

La bomba de solución eleva la presión del solvente pobre a la presión de la

contactora. Normalmente estas bombas son centrífugas y la rata de circulación se

controla con una válvula de control.

Esto permite a los operadores de la planta variar la rata de circulación de solvente

proporcionalmente a la rata de flujo de gas a la contactora. Con esto se mantiene la

carga molar deseada y la eficiencia de energía en todo el proceso.

23 

 

Filtración

El proceso de filtración del solvente pobre es de mucha ayuda para tener una

operación exitosa de una unidad de tratamiento de gas. La cantidad de la corriente a

ser filtrada debe ser tan alta como sea práctico y varía en un rango tan amplio corno

5 a 100 % de la corriente total.

Generalmente se hace en dos etapas, primero a través de un filtro de elementos tipo

cartucho, en el cual se remueven tamaños hasta de 10 mieras y posteriormente a

través de un filtro con carbón activado, en el cual se remueven hidrocarburos y otros

contaminantes hasta un tamaño de 5 micras, e incluye el mecanismo de adsorción.

El objetivo es mantener limpia la solución para evitar espuma.

Corrosión

La combinación de H2S y C02 con agua, asegura que haya condiciones de corrosión

en una planta de tratamiento de gas. En general corrientes de gas con alta relación

H2S a CO2 son menos corrosivas que las que tienen bajas relaciones.

Concentraciones de H2S en el rango de ppmv con CO2 de 2 % o más son bastante

corrosivas.

Como la corrosión en plantas de endulzamiento es de naturaleza química, depende

fuertemente de la temperatura y la velocidad del líquido. El tipo y concentración de

la solución a ser usada tiene gran impacto sobre la rata de corrosión. La corrosión se

incrementa cuando se usan soluciones fuertes y altas cargas de gas ácido. En general

la velocidad de diseño en tuberías para solución rica debe ser el 50% de la que se

usa en servicios dulces.

24 

 

Muchos problemas de corrosión pueden solucionarse usando una combinación de

inhibidores y buenas prácticas de operación tales como:

- Mantener la más baja temperatura posible en el rehervidor.

- En lo posible usar un medio de calentamiento de baja temperatura.

- Minimizar los sólidos y productos de degradación en el sistema con una

filtración efectiva y el uso de reclaimer.

- Evitar el oxígeno mediante el uso de gas de blanqueo en tanques y

manteniendo presión positiva en succión de todas la bombas.

- Usar agua desionizada o de calderas para reposición, generalmente vapor de

agua.

- Limitar el poder de tratamiento de la solución a los niveles mínimos

requeridos.

- Circular la solución rica por el lado tubo de los intercambiadores.

- Hacer seguimiento a las ratas de corrosión con cupones o probetas.

- Mantener un nivel mínimo de solución de 6 pulgadas por encima de los tubos

en el rehervidor.

En las siguientes gráficas, se algunas fotografías de la corrosión que se

presenta en los ductos.

25 

 

Fig. 2-4 Corrosión en equipos de endulzamiento

Fig. 2-5 Corrosión en equipos de endulzamiento

Materiales

Normalmente el material principal de construcción en estas plantas es acero al

carbón. Vasijas y tuberías pueden tener alivio de esfuerzos para evitar corrosión en

26 

 

las soldaduras. El rango de corrosión permisible para los equipos es entre 1/16" a

1/4" típico 1/8".

Cuando se conoce de problemas de corrosión o se requieren altas cargas de solución,

se usa acero inoxidable 304, 316 o 410 en las siguientes áreas críticas:

- Condensador.

- Haz de tubos del rehervidor.

- Tubos del intercambiador amina rica - amina pobre.

- Tubería de solución rica desde el intercambiador amina rica - amina pobre

hasta la despojadora.

- Los 5 platos de fondo de la contactora y los 5 platos de cima de la

despojadora.

Optimización del Proceso

La extracción de gases ácidos al gas natural es uno de los procesos más costosos en

una planta de gas, por las siguientes dos razones:

- Los costos de inversión en equipos y los costos de operación son altos.

- Los componentes removidos no tienen valor.

Por lo tanto la Optimización del proceso es muy importante y tiene los siguientes

objetivos:

- Reducir costos de operación.

- Mantener máxima producción.

- Reducir costos de mantenimiento.

27 

 

El área principal en la cual pueden bajarse costos de operación es la de consumo de

energía. En procesos de endulzamiento, las dos principales áreas de consumo de

energía son, el bombeo de la solución y el requerimiento de calor para su

regeneración.

Para reducir el consumo en estas dos áreas, la clave es optimizar la rata de

circulación. Para esto se requiere operar con una solución en el valor superior del

rango tanto para concentración como para carga molar. El calor al rehervidor debe

mantenerse en el mínimo valor requerido para regenerar la solución al grado de

pureza necesaria, con esto se minimiza la rata de circulación de la solución. Para

lograr lo anterior, se hace seguimiento mediante un analizador, al contenido de gas

ácido en las soluciones rica y pobre. Sin embargo el costo de este instrumento y su

operación también es alto.

Otra área para ahorro de energía es el intercambiador de calor de solución

rica/pobre. Este intercambiador debe ser dimensionado generosamente para

recuperar el máximo de calor de la solución pobre caliente. Debe hacerse

seguimiento periódico a la eficiencia de este intercambiador observando el

ensuciamiento.

Es necesario tener muy presente que la operación a alta concentración de solvente y

alta carga molar, favorece la rata de corrosión. Por lo tanto, el seguimiento y control

de la corrosión debe ser parte muy importante en la operación de la planta.

2.4 Problemas Operacionales

Los principales problemas operacionales que pueden encontrarse en facilidades de

tratamiento de gas agrio son:

28 

 

- Dificultad para alcanzar la especificación de H2S para el gas de venta.

- Formación de espuma en la solución, en la contactora o en la regeneradora.

- Corrosión en tuberías y vasijas.

- Pérdidas de solvente.

Si la planta deja pasar gas agrio por alguna razón a las líneas de transmisión, el

operador de estas líneas detecta tal condición inmediatamente, y después de una

advertencia mínima al operador de la planta, cierra automáticamente la válvula de

admisión de gas al sistema principal de transmisión.

De esta manera se presenta un contraflujo en la planta y entra a operar el sistema de

relevo a la Tea, en la cual se quema el gas que está fuera de especificaciones. Los

operadores de la planta tienen que detectar la causa de la falla y corregirla, antes de

volver a alinear el gas al sistema de transmisión.

La formación de espuma en la solución ocurre cuando hay arrastre mecánico de

líquido como burbujas. La tendencia a formar burbujas se incrementa con la

disminución de la tensión superficial de la solución, debido a la interferencia de

sustancias extrañas en la superficie de la solución que está sobre el plato. Se piensa

que la espuma se produce por los siguientes factores:

- Hidrocarburo líquido.

- Productos de degradación de la amina.

- Productos químicos utilizados para tratamiento en los pozos o sistemas de

recolección.

- Productos químicos utilizados para el tratamiento del agua de reposición.

- Sólidos finos suspendidos tales como sulfuro de hierro.

29 

 

Los sólidos suspendidos en la solución por ellos mismos no causan espuma, pero

cuando hay espuma la estabilizan. Para evitar la formación de espuma, a veces es

efectivo adicionar a la solución un agente antiespumante; sin embargo, esto no

corrige el origen del problema.

Además, si se adiciona mucho antiespumante a la solución se puede inclusive

agravar el problema.

Otro problema de común ocurrencia en una planta de amina es la corrosión. Para

mantener en control la rata de corrosión, se adiciona un inhibidor de corrosión y se

usa acero inoxidable en ciertas partes de los equipos de proceso.

Predecir con certeza en qué lugar atacará la corrosión es muy difícil. Por experiencia

se han detectado áreas donde hay más tendencia a la corrosión tales como, la parte

superior de la despojadora, los tubos del rehervidor, los intercambiadores de calor y

alguna tubería de conexión. En estos sitios la temperatura es alta.

Ampollamiento por hidrógeno se detecta después de muchos años de servicio en el

casco de la absorbedora o de la regeneradora. Craqueo inducido por hidrógeno

puede también ocurrir después de muchos años de servicio, en las soldaduras de las

vasijas o de la tubería.

Corrosión/erosión puede ocurrir en áreas en las cuales la velocidad del fluido es alta,

tales como en la línea de retorno del rehervidor, en el punto de entrada de los

vapores del rehervidor a la despojadora y aguas abajo de las válvulas que tumban

presión.

En todos los sistemas de solventes regenerativos, es necesario hacer una reposición

periódica de solvente puro a la solución, debido a las pérdidas de solvente durante la

30 

 

operación. Las pérdidas de solvente en los sistemas de tratamiento de gas pueden

ocurrir por las siguientes causas:

- Vaporización.

- Arrastre.

- Degradación y remoción de productos de degradación.

- Pérdidas mecánicas.

Los solventes usados en el tratamiento de gas como cualquier otro liquido, tienen

una presión de vapor que se incrementa con la temperatura. En un sistema de

endulzamiento de gas, hay tres vasijas en las cuales el gas y el líquido se separan:

absorbedora, tambor flash y tambor de reflujo.

La corriente más voluminosa es la corriente de gas que sale de la absorbedora. Para

reducir las pérdidas de solvente por esta fuente, se emplea una sección de lavado con

agua. Las pérdidas de solvente en el tambor flash normalmente son pequeñas, dado

que el gas que sale por esta vasija es muy pequeño comparado con las demás

corrientes de la planta.

Cuando la solución se regenera en la despojadora, algo de solvente sale por la cima

con el la corriente de gas ácido y el vapor de agua. Luego de la condensación, la

mayor parte del agua y la amina retornan como líquido a las cima de la despojadora,

con lo cual se recupera la mayoría del solvente. Sin embargo, algo sale en el tambor

de reflujo con la corriente de gas ácido. Bajando la temperatura del reflujo, se

reducen las pérdidas de solvente en este punto.

Se presenta arrastre de solvente cuando hay formación de espuma, o bajo

condiciones de alta velocidad del gas. Previniendo la formación de espuma y

31 

 

manteniendo la operación al nivel de carga de diseño, el arrastre puede controlarse y

por tanto se controlan las pérdidas de solvente.

En los sistemas de aminas alguna degradación de solvente ocurre. Las aminas

primarias son las más susceptibles a este problema, por lo cual en tales sistemas se

requiere un equipo especial de separación llamado reclaimer, para remover

periódicamente los productos de la degradación, los cuales pueden contribuir a la

corrosión.

Las principales pérdidas de solvente se deben frecuentemente a problemas o

acciones mecánicas. Esto incluye el cambio de filtros, escapes por bombas o uniones

y limpieza y drenaje de vasijas.

2.5 Solventes para Tratamiento de Gas

La mayoría de los solventes químicos regenerativos para endulzamiento son

alcanolaminas que corresponden a bases orgánicas débiles. Las alcanolaminas se

forman por el reemplazo de uno, dos o tres átomos de hidrógeno de la molécula de

amoníaco con radicales de otros compuestos generalmente alcoholes y glicol, para

formar aminas primarias, secundarias y terciarias respectivamente.

Aminas primarias:

- MEA = monoetanolamina

- DGA = diglicolamina

Aminas secundarias:

- DEA = dietanolamina

- DIPA = diisopropanolamina

32 

 

Aminas terciarias:

- TEA = trietanolamina

- MDEA = metildietanolamina

Las aminas que son bases, se combinan químicamente con los gases ácidos para

formar sales inestables a moderadas temperaturas. Estas sales se rompen a

temperaturas altas y bajas presiones (las reacciones químicas son reversibles al

reversar las condiciones físicas de temperatura y presión).

En el GPSA se muestran en las Eqs. 21-1 a 21-9 las reacciones químicas, y en la Fig.

21-5 las propiedades físicas de varios solventes usados en el tratamiento del gas

agrio.

Existe una nueva familia de solventes que tiene su base en aminas y se denominan

solventes formulados. Su popularidad se debe a que permiten ahorros en tamaños de

equipos y en energía sobre casi todas las otras aminas.

Las ventajas de la MDEA son válidas para estos solventes reformulados y

normalmente estos la superan. La mayoría de estos solventes son formulaciones con

base en la MDEA.

Los beneficios que los fabricantes de estos solventes aseguran son:

Para nuevas plantas,

- reducir corrosión

- reducir rata de circulación

- disminuir los requerimientos de energía

- equipos más pequeños debido a la reducción en la rata de circulación

33 

 

Para plantas existentes,

- incrementar su capacidad, (mayor rata de carga, o mayor composición de gas

ácido de entrada)

- reducir corrosión

- reducir rata de circulación

- disminuir los requerimientos de energía

Entre las compañías que ofrecen este upo de solventes están:

- Dow Chemical Company = GAS/SPEC™

- Huntsman = TEXTREAT™

- Union Carbide Corporation = UCARSOL™

Estas compañías ofrecen su solvente formulado sobre la base de ventas "como es".

Esto significa que no hay costo involucrado de tecnología licenciada y por lo tanto

no hay garantías de proceso incluidas. Algunos proveedores ofrecen servicios gratis

tales como simulación de procesos en el sitio del servicio técnico, análisis de

solventes, etc.

Otros solventes químicos diferentes a las aminas se han desarrollado para la

remoción de gases ácidos al gas natural. Uno de estos químicos es el carbonato de

potasio K2CO3, que es una sal alcalina y se usa en aplicaciones en las cuales se

remueve principalmente CO2.

El carbonato de potasio reacciona con ambos gases ácidos y el proceso puede ser

operado a temperaturas más altas de la absorbedora que otros solventes (hasta 190 -

230 °F), por esta razón se conoce como proceso de "marmita caliente - hot pot".

34 

 

Requiere baja cantidad de calor para regeneración y por tanto es menos costosa su

operación que los procesos con aminas. Sin embargo, si la relación H2S/CO2 no es

bastante baja, se dificulta la remoción de H2S y poder cumplir con la especificación

de calidad como gas de venta.

Por lo tanto es un proceso bastante atractivo para gas natural con alto contenido de

CO2. La química del proceso ha sido mejorada con la adición de catalizadores y es

licenciado con varios nombres como Benfield de UOP, Catacarb de Eickmeier o

FLEXSORB HP de Exxon.

Carbonato Potásico Caliente (Hot Pot)

Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de

potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. La absorción se controla

esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de la

Interfase gas-líquido y de la reacción con el carbonato.

La solución de carbonato rico es retirada en la base del absorbedor y enviada, a

temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora donde una

porción considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión

de regeneración casi atmosférica.

Como la absorción y la regeneración son llevadas a cabo a temperatura

esencialmente constante, se eliminan los costosos intercambiadores de calor y

requerimientos energéticos. Se necesita vapor solamente para despojar y reemplazar

la pequeña cantidad de energía perdida por efecto de la expansión.

35 

 

La mayoría de los usuarios comerciales del Proceso de Carbonato de Potasio

Caliente concluyen que en soluciones de carbonato de potasio al 40 %, hay peligro

de precipitación del bicarbonato, con el subsiguiente taponamiento y erosión de las

partes del equipo. Por lo tanto, se recomienda usar una solución a 20 – 30% para

eliminar el peligro de la precipitación. Un transporte de un gas ácido de 23,32 a 28 lt

/ m3 (2,5 a 3,0 pies3 / gal) de solución ha sido aplicado a la operación comercial.

El proceso tiene las siguientes ventajas:

1. Es un sistema de circulación continua que utiliza un producto químico barato.

2. Es isotérmico tanto para la absorción como para la desorción.

3. La absorción y regeneración son efectuadas a la misma temperatura,

eliminando así requerimientos de calor sensible y los intercambiadores de

calor costosos que se utilizas en las plantas de amina. Los requerimientos de

vapor bajos hacen posible el uso de vapores de escapes, de bajo costo, para la

regeneración.

4. La pérdida de carbonato de potasio durante la operación será baja, mientras la

pérdida de otros solventes puede ser costosa.

Las desventajas de CPC son las siguientes:

1. Como los otros absorbentes líquidos utilizados en plantas de endulzamiento,

la solución de carbonato está expuesta a los problemas de sólidos

suspendidos y a la formación de espuma en la parte superior del absorbedor.

36 

 

2. No remueve el H2S hasta las – así llamadas - especificaciones de tuberías.

Para lograr esta calidad se utiliza una planta convencional de amina con el fin

de pulir el trabajo o remover los residuos que hayan quedado en el gas.

3. Es similar a otros procesos de remoción, por lo cual también es propenso a la

corrosión. El proceso es económicamente aceptable cuando se desea eliminar

concentraciones excesivamente grandes de gas ácido. Haciendo un balance

entre los procesos de amina y de carbonato potásico caliente, la sumatoria de

costos de inversión y gastos de operación, es considerablemente más baja en

los procesos CPC (Hot pot).

Como en las plantas de amina. La tasa de circulación debe ser evaluada

cuidadosamente. Los datos básicos de equilibrio indican que se puede utilizar hasta

el 40% p/p en la solución.

No se consideran los problemas de precipitación, después de un posible enfriamiento

de la solución, cuando se trabaja en un punto cercano al límite de saturación. Una

concentración de +/- 20% es adecuada para recoger entre 3,5 a 4,0 pies cúbicos de

gas ácido por galón de solución.

Para regenerar la solución, es adecuado el uso de 0,5 lbs de vapor por galón de

solución, comparado con 1,0 a 1,25 lbs/ gal que se requiere en el caso de la amina.

Que además retiene un volumen menor de gas ácido. Los problemas de corrosión en

los inicios del proyecto eran menos severos que en las plantas de amina,

posteriormente fueron surgiendo modificaciones al proceso original de Carbonato

Potásico Caliente que lo mejoraron considerablemente.

37 

 

2.6 Comparación de Solventes Químicos para Endulzamiento

En la Tabla 5-1 a continuación, se presenta un resumen de algunos parámetros de

comparación para diferentes solventes químicos usados en endulzamiento de gas

natural. Los datos se obtuvieron en forma teórica para una planta que procesa 50

MMscfd de gas agrio con un contenido de gas ácido (H2S + CO2) de 12 % vol.

Tabla 2-2 Comparación de procesos de absorción con

Solventes químicos de endulzamiento

Solvente % peso

solución

con agua

Rata de

Circulación

gpm

Carga

molar

moles gas

ácido/mol

solvente

Scf gas ácido

removido/gal

de solución

Vapor de despojo

lb/gal

sol.

lb/h

MEA 18 1475 0,30 2,82 1,2 106 200

DGA 60 870 0,25 4,80 1.5 78 300

DEA 25 865 0,62 4,82 1,1 57 090

DEA(SNPA) 25 485 1,10 8,56 1,1 32 00

MDEA 35 865 0,50 4,82 1,0 51 900

K2CO3 30 1550 0,30 2,69 0,5 45 500

Fuente: “GPSA”

En la Figura 21-5 del GPSA, se pueden observar los diferentes valores necesarios

para poder llevar a cabo los cálculos de una planta de endulzamiento con aminas.

38 

 

Fig. 2-4 Propiedades físicas de químicos de tratamiento

Las aminas (alcanolaminaas) usadas para la remoción de lo contaminantes ácidos

del gas natural son:

39 

 

- MEA Monoetanolamina (PM = 61,08)

- DGA Diglicolamina (PM = 105,14)

- DEA Dietanolamina (PM = 105,14)

- DIPA Diisopropanolamina (PM = 133,19)

- MDEA Metildietanolamina (PM = 119,17)

- TEA Trietanolamina (PM = 148,19)

Un criterio para la selección de la amina a usar, según ICONSA, en el

endulzamiento del gas natural, se basa en definir las presiones parciales del CO2 y

del H2S, simultáneamente. Se usa la siguiente ecuación:

Pi = Pt * (x CO2 + H2S)

Se debe calcular las presiones parciales en la alimentación, como en la salida

(producto), para que de acuerdo a la siguiente figura, se obtenga la intersección de

los dos valores y de esta forma definir el proceso recomendado que se usará para el

endulzamiento.

40 

 

Fig. 2-5 Remoción de CO2 y H2S simultáneamente

Otro criterio de selección entre los procesos de aminas y los de lecho fijo, para la

eliminación de H2S y en función de la masa en la alimentación, se muestra en la Fig.

2-6.

41 

 

Fig. 2-6 Eliminación de H2S según el flujo másico de alimentación

Por otra parte, la Fig. 2.7 muestra unos criterios de selección del proceso entre

aminas, de hecho existen varias recomendaciones y un mercado muy reñido entre

los proveedores y fabricantes de los mismos.

Para realizar una selección correcta, se deben analizar las dos siguientes etapas:

La Factibilidad técnica

La Factibilidad económica

Es decir, primeramente se deben seleccionar los procesos que pueden cumplir en la

realidad con las metas de remoción esperadas y luego realizar un estudio económico

de las alternativas técnicamente posibles.

42 

 

Fig. 2-7 Criterios de selección entre procesos de endulzamiento con aminas

La Fig. 2-8 muestra un cuadro de comparación de solventes químicos de soluciones

de aminas, el análisis de estos cuadros, la experiencia y un estudio económico nos

pueden dar las pautas para seleccionar un proceso correcto.

43 

 

Fig. 2-8 Comparación entre solventes químicos de aminas

2.7 Cálculos de Proceso de Endulzamiento con Aminas

La rata de circulación de solvente en galones por minuto y la remoción de gas ácido

(acid gas pick up) de la solución en scf de gas ácido/gal de solución, se puede

estimar con las siguientes fórmulas generales para aminas:

pesoAML

AGQPMgmpUSCirc

aa

aa

%**

%***219,0).(

)min(

)min(

Ec. 2-1

44 

 

Remoción de gas ácido = )min(

)min( %***72,31

aa

aa

PM

pesoAML

Ec. 2-2

(scf gas ácido/gal de amina)

En la Fig. 21-5 del GPSA, se encuentra el peso molecular de las aminas. El peso

molecular del K2CO3 es 138.21 lb/lbmol. En la Figura 21-8 del GPSA, se encuentran

la gravedad específica para diferentes soluciones de amina. La gravedad específica

para soluciones de K2CO3 se puede estimar con un 2 % de error de la fórmula

siguiente:

)100/(%0,1 32)( 32COKpesoCOK

Ec. 2-3

Para el cálculo del diámetro de la absorbedora se utiliza las siguientes ecuaciones:

1) g

glgas KV

, ft/s

2) gasVP

TZQd

*

***4,59 , pulgadas

EJEMPLO 2-1.

Un flujo de gas de 56 MMscfd ( = 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,

45 

 

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

46 

 

R = 10,73 psia ft3/° R lbmol

3)( /89,3

8706,0*580*73,10

06,21*1000*ftlb

RTZ

PMPgas

De Figura 2-9 @ (35 % peso de MDEA)

)(

)()( 035,1

agua

MDEAMDEA

ρ (agua) = 62,4 lb/ft3

ρ (MDEA) = 1,035 * 62,4 = 64, 58 lb/ft3

De ecuación 2-3,

)100/(%0,1 32)( 32COKpesoCOK

30,1)100/30(0,1)( 32COK

De la Figura 21-5 del GPSA,

PM(MDEA) = 119,16 lb/lbmol

PM(K2CO3) = 138,21 lb/lbmol

47 

 

De ecuación 2-1,

pesoAML

AGQPMgmpUSCirc

aa

aa

%**

%***219,0).(

)min(

)min(

Para MDEA,

gpmgmpUSCirc 66135*035,1*5,0

19,8*56*17,119*219,0).(

Para K2CO3,

gpmgmpUSCirc 50,118630*3,1*3,0

19,8*56*21,138*219,0).(

De ecuación 2-2,

Remoción de gas ácido = )min(

)min( %***72,31

aa

aa

PM

pesoAML

Para MDEA,

Remoción de gas ácido = 17,119

35*035,1*5,0*72,31

Remoción de gas ácido = 4,82 (scf gas ácido/gal de MDEA)

Para K2CO3,

Remoción de gas ácido = 21,138

30*30,1*3,0*72,31

48 

 

Remoción de gas ácido = 2,69 (scf gas ácido/gal de K2CO3)

Cálculo del diámetro para absorbedora de MDEA

De ecuación 1,

g

glgas KV

= 514,089,3

89,358,6413,0

ft/s

De ecuación de diámetro,

gasVP

TZQd

*

***4,59 , pulgadas

"2,57514,0*1000

580*8706,0*56*4,59d ≈ 60” = 5 ft

49 

 

Fig. 2-9 Gravedad específica de soluciones de aminas

Fuente: “GPSA”

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

50 

 

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 2-10 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.

51 

 

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”

52 

 

Fig. 2-10 Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del diámetro

Fuente: “GPSA ”

53 

 

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

Filtr

Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diáme

10 16 24 72 16 36 24 72 16

25 24 42 96 24 48 42 96 24

50 30 48 144 30 96 48 144 30

100 42 60 192 42 96 60 192 42

200 60 84 288 60 96 84 288 60

300 72 84 384 72 96 84 384 72

400 84 96 384 84 96 96 384 84

Fuente: “GPSA”

Ejemplo 2-2.

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

54 

 

SOLUCIÓN:

De ecuación 5-5, 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

55 

 

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”

56 

 

* 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 “

2.8 Solventes Físicos

Los solventes físicos no reaccionan químicamente con los gases ácidos, pero tienen

una alta capacidad física absortiva.

La cantidad de gas ácido absorbido es proporcional a la presión parcial del soluto, y

no hay un límite superior evidente debido a saturación, como en el caso de los

solventes químicos.

57 

 

Los solventes físicos de absorción tienen la ventaja de que se regeneran por

separación con reducción de presión, y por lo tanto no requieren de mucho calor en

la columna despojadora.

Esto hace que los solventes físicos sean muy útiles en procesos gruesos de remoción

de gas ácido, seguidos por una limpieza final usando un solvente químico si H2S

está presente.

Con los solventes físicos es difícil alcanzar especificaciones estrictas para H2S y

tienen la tendencia a remover hidrocarburos pesados.

Algunas compañías licenciadoras de procesos con solventes físicos son:

- Union Carbide = Selexol

Usa un derivado de glicol polietileno.

- Flour Corporation = Fluor Solvent

Usa carbonato de propileno anhidro.

- The Germán Lurgi Company & Linde A. G. = Rectisol

Usa metanol como solvente.

- Ralph M. Parsons Company = Purisol

Usa n-metil 2-pirrolidona (NMP).

- Eickrneyer & Associates = Catasol

No se reporta el solvente básico.

58 

 

SELEXOL

El proceso SELEXOL se usa para la purificación del gas por remoción del H2S,

CO2, COS, mercaptanos, etc. de las corrientes de gas por absorción física. El

solvente dimetiléter de polietilenglicol, (nombre comercial Selexol), tiene fuerte

preferencia por los compuestos con base de azufre mientras retiene la capacidad de

absosber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas.

El proceso Selexol, desarrollado por Allied Chemical Corporation, es ahora

propiedad de la Norton. El solvente Selexol, es Dimetiléter de polietilenglicol

(DMPEG). La mayoría de las aplicaciones comerciales son para el tratamiento de

gas con altas concentraciones de CO2 y H2S, tal como es el caso de las plantas de

amoníaco. El Selexol no es recomendable para aplicaciones de baja presión. Una

característica adicional del proceso Selexol es su capacidad de deshidratar gas

natural hasta alcanzar especificaciones de tuberías. Hay más de 40 plantas en

operación o en construcción. El Selexol ha sido operado exitosamente en

instalaciones costa afuera por la Marathonxs Brae. Así como ocurre con todos los

solventes físicos, hay gran co-absorción de Hidrocarburos. Esto obliga al reciclaje

de los hidrocarburos recuperados y a su utilización en el sistema de combustible. Es

poco probable que se permita el venteo de estos gases. Una segunda desventaja del

proceso Selexol es su viscosidad a la temperatura de operación, lo cual obliga a

diseñar con tiempos de retención muy grandes, con el fin de permitir la separación

total del gas. Esto puede convertirse en una desventaja en los diseños costa afuera

debido a los inventarios de líquidos, el espacio requerido y el peso.

59 

 

2.9 Solventes Mezclados

Las formulaciones de solventes mezclados contienen solventes físicos y químicos en

una solución acuosa. Tienen la ventaja de que reaccionan químicamente con los

gases ácidos, con lo cual aseguran altos niveles de remoción de H2S, así como altas

cargas de gases ácidos cuando la presión parcial es alta.

Adicionalmente, el solvente físico en solución remueve más de los compuestos de

azufre menos reactivos como son COS, CS2 y RSH (mercaptano). Otras ventajas son

la economía de calor, bajas pérdidas debido a baja presión de vapor y baja rata de

corrosión. Una desventaja de los solventes mezclados es el hecho de que el

componente solvente físico absorbe hidrocarburos pesados del gas, algunos de los

cuales se van con la corriente de gas ácido como alimento a la planta de azufre.

Entre los licenciadores de procesos que utilizan este tipo de solventes se encuentran:

- Shell E&P Technology Company = Sulfmol

El proceso se usa para remover H2S, CO2, COS, CS2, mercaptanos y polisulfuros al

gas natural. Es una mezcla del solvente físico Sulfolane, agua y uno de los solventes

químicos DIPA (Sulinol D) o MDIZA (Sulfinol M).

Este proceso es económicamente atractivo para tratamiento de gases con alta presión

parcial de gases ácidos y es muy bueno para gases pobres muy agrios. Si se desea, el

Sulfinol M deja pasar el CO2.

El proceso sulfinol usa una química elaborada con una mezcla de

diisopropanolamina y sulfolano (dióxido tetrahidrotiofeno). Es excelente para

mercaptanos, COS y CS2, así como otros gases ácidos y es muy estable. Si en el gas

60 

 

están presentes hidrocarburos aromáticos, estos serán absorbidos, así como también

los hidrocarburos parafínicos pesados, aunque en menor grado. El Sulfinol es el

único proceso en el cual se combinan las características de un proceso con solvente

físico y uno de amina. El absorbente físico, Sulfolano. permite cargas muy altas de

gas ácido a presiones parciales altas, dándole su capacidad de remoción en masas,

mientras que la amina, DIPA, reducirá los gases ácidos residuales a valores muy

bajos. Las cualidades solventes del Sulfolano permiten que se pueda trabajar con

tasas de circulación reducidas, lo cual hace el proceso económicamente favorable.

La ventaja desaparece a presiones parciales bajas del gas ácido, digamos menores de

6,9 bars (100 Ipcm). La poca tendencia a la formación de espuma permite el uso de

altas concentraciones de solvente y aminas, además de un acercamiento mayor al

equilibrio con el gas ácido. Los requerimientos de servicios de regeneración son

mucho menores que para MEA debido a la tasa reducida de circulación, menor calor

específico de la solución (70 % de MEA acuosa) y despojamiento más fácil. EL

proceso sulfinol ha sido usado para el endulzamiento de gases naturales donde el

contenido de H2S ha variado de 9% a 53% molar y el contenido de CO2 de 1,1% a

28% molar. Una remoción satisfactoria de mercaptanos v sulfuro de carbonilo se

obtiene para todas las mezclas.

- Exxon = Flexsorb PS

- UOP - Hi Pure

Este proceso es una combinación del proceso convencional con carbonato de potasio

Benfíeld y el proceso con alcanolamina. La corriente de gas se pone primero en

contacto con carbonato de calcio siguiendo luego una absorción con amina. Con este

proceso se pueden lograr concentraciones de salida para CO2 tan bajas como 30

ppmv y de H2S de 1 ppmv.

61 

 

2.10 Procesos de Endulzamiento Secos

Aunque el endulzamiento de los gases agrios se hace predominantemente con

solventes regenerativos, hay algunos procesos secos que se usan para este propósito

como son:

- Iron Sponge

El proceso Iron Sponge utiliza viruta de madera impregnada con una forma

hidratada de óxido de hierro. El material se coloca dentro de una torre sobre el cual

fluye el gas agrio. El H2S reacciona con el óxido de hierro para formar sulfuro de

hierro hasta que se consume todo el óxido de hierro.

Normalmente cuando esto sucede, se saca de servicio la torre y se cambia el material

gastado el cual debe ser dispuesto en forma adecuada. Un diagrama típico de este

proceso se ilustra en la Fig. 2-4.

- Sulfa Treat

Recientemente se ha introducido al mercado un producto seco granular con base en

óxido de hierro cuya marca es Sulfa Treat. El producto se coloca dentro de una torre

como se ilustra en la Fig. 2-5, a través del cual fluye el gas agrio. La velocidad

superficial de la corriente de gas no debe ser mayor de 10 ft/min y la temperatura

debe estar entre 70 y 100 °F. El gas debe estar saturado con agua a las condiciones

de presión y temperatura de la torre. Sulfa Treat tiene una estructura molecular

diferente a la del Iron Sponge.

62 

 

Al reaccionar con H2S o mercaptanos, se forma pirita de hierro la cual no es

pirofórica. La carga se cambia cuando se consume. El proceso puede ser continuo

cuando se usa un sistema de dos torres.

Fig. 2-11 Proceso de endulzamiento por Iron Sponge

Fuente: “GPSA”

63 

 

Fig. 2-12 Proceso de endulzamiento por Sulfatreat

Fuente: “GPSA”

2.11 Procesos con Solventes Químicos No Regenerativos

Cuando el gas es solamente ligeramente agrio es decir, contiene tan sólo unas pocas

ppm de H2S, un proceso de endulzamiento simple tiene ventajas económicas sobre

los procesos típicos descritos anteriormente. Este proceso limpia el gas agrio

quitándole el H2S consumiéndose el solvente químico del proceso.

Por lo tanto es necesario reemplazar el químico periódicamente y disponer en forma

segura los productos de la reacción que contienen el azufre. En la Tabla 2-6 se

presenta un resumen de los solventes más comunes usados para este propósito. El

proceso consiste de una torre que contiene la solución química a través de la cual se

hace burbujear el gas agrio.

64 

 

Tabla 2-6 Resumen de procesos de H2S no regenerativos

Nombre de

Marca

Químico Base

Método de

Aplicación

Método de

Disposición

Problemas

Scavinox Formaldehido 60 % en

metanol

Pozo profundo Olor repugnante

Chemsweet ZnO

Masa con agua Material de

relleno

Disposición

Slurrisweet

Fe2O3

Masa con agua

Material de

relleno

Disposición

Sulfa-Check

NaNO2

Solución con

agua

Material de

relleno

Disposición

Suífa-Scrub

Triazina

Químico en

torre o tubería

Pozo profundo

Alto costo

El proceso Sulfa-Scrub es el desarrollo más reciente. El químico usado en este

proceso es triazina la cual reacciona con H2S pero no con CO2. El producto final

puede inhibir corrosión y es soluble en agua; por lo tanto, su disposición puede

hacerse adicionándolo simplemente a un sistema de disposición de agua.

2.12 Operaciones de arranque de planta y operaciones de rutina

2.12.1 Arranque de planta

Al momento del arranque de planta, se deben seguir una serie de pasos, descritos a

continuación, siguiendo la Fig. 2-13, para establecer el flujo de proceso que se

presenta en una planta endulzadora de gas natural.

65 

 

Pasos:

1. Arranque la bomba

2-A. Fluido en el fondo del absorbedor

2-B. Controlador de nivel en servicio

3-A. Solución en el tanque de venteo

3-B. Controlador de nivel en servicio.

4-A. Nivel de líquido en el regenerador

4-B. Controlador de nivel en servicio

5-A. Estabilice la circulación en la planta

5-B. Abra la fuente de calor

6. Condensador de reflujo en servicio

7-A. Líquido en el acumulador

7-B. Arranque de bomba

7-C. Controlador de nivel en servicio

7-D. Aumente calor en el rehervidor

7-E. Tasa de flujo en el nivel de diseño

8. Enfriador de amina en servicio

9. Gas ácido al absorberdor

10. Solución limpia al contactor pequeño

11. Estabilice: Presión, nivel de líquido, temperatura y caudales

12. Arranque el recuperador

66 

 

Fig. 2-13 Arranque de planta de aminas

Fuente: “Endulzamiento del Gas Natural – Marcías Martínez”

2.12.2 Operaciones rutinarias

Una vez establecido el régimen de funcionamiento de la planta de endulzamiento, se

deber seguir ciertos pasos, para un correcto funcionamiento, en este caso se maneja

la Fig. 2-14, para seguir el proceso de endulzamiento.

67 

 

Pasos:

1-A. Verifique el contenido de gas ácido en el gas tratado

1-B. Ajuste el caudal de la solución pobre

1-C. Ajuste la carga calorífica del rehervidor

2. Verifique el nivel en cada recipiente

3. Verifique la caída de presión en los filtros

4. Limpie o cambie los elementos

5. Temperatura de la solución 10 °F por encima de la temperatura de la

carga.

6. Ajuste el nivel de agua o aire de los enfriadores

7. ¿Presión en el tanque de venteo y en el regenerador?

8. Verifique el caudal de la solución:

- hacia el absorbedor principal;

- hacia el contactor pequeño

9. Verifique la operación del recuperador. Revise el manual

68 

 

Fig. 2-14 Operaciones rutinarias

Fuente: “Endulzamiento del Gas Natural – Marcías Martínez”

69 

 

2.13 Caso de Estudio: Planta de endulzamiento de gas con Aminas en Carrasco – Cochabamba

Esta planta fue creada con el propósito del acondicionamiento del gas y el petróleo

obtenidos del subsuelo. En las siguientes líneas presentamos un resumen gracias a datos

presentados por Carlos Zabaleta.

Los principales procesos con los cuales se consigue este propósito son los siguientes:

Proceso de Separación y estabilización. (Obtención del petróleo Crudo)

Proceso de remoción del CO2.

Proceso de deshidratación

Proceso de fraccionamiento del gas

Proceso de Separación

Los fluidos entran por la parte media del separador, circulan por el área interior del

equipo durante cierto tiempo (30 segundos a 3 minutos dependiendo del caudal) mediante

se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el

líquido.

Las burbujas de gas se acomodan en la parte superior del equipo por ser más livianas y el

líquido se deposita en la parte inferior por ser más pesado.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el

interior será elevada y pude arrastrar en la parte superior gotas más pequeñas de petróleo

pulverizado. Para evitar estas pérdidas y optimizar la separación se diseñan deflectores de

turbulencia, deflectores de condensación y extractores de neblina.

70 

 

Capacidad de un separador.- Se entiende por capacidad de un separador a la cantidad de

líquido y gas que puede procesar eficientemente al separarlos cada uno en sus fases.

Los valores de capacidad dependen del tamaño del vaso, de las características con las que

fue diseñado y las especificaciones como las

condiciones de operación dadas.

Manifold, Slug Catcher y Separadores

Manifold

La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds colectores, que

los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está compuesto

básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el empleo de

válvulas y bridas.

Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción mientras

que la otra se conecta al circuito de control.

Por medio de válvulas de seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será controlado,

mientras que la producción de los otros ingresa al circuito de producción general.

Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana al ambiente, y

una presión de hasta 1209 Psi.

Slug Catcher

Para procesar el gas procedente de Bulo Bulo

se dispone de un equipo separador de líquidos y

71 

 

gas denominado Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido).

El mismo está compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de disposición

horizontal, las cuales operan en paralelo.

Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V – 301 el cuál mediante

presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su procesamiento.

Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento.

Separadores

La producción de todos los pozos ingresa, por diferencia de presión. Estos equipos están

conformados por recipientes cilíndricos de disposición horizontal, montados sobre skids de

acero, que permiten la separación entre la fase gaseosa y la líquida.

En una ampliación de este subsector se han

instalado los separadores de características

constructivas similares a la de los otros

separadores.

En una primera instancia han sido colocados

para procesar el fluido proveniente de Kanata.

Por medio de las válvulas ubicadas al ingreso, y las asociadas a la salida de cada unas de

las fracciones obtenidas, se puede regular las condiciones de funcionamiento de cada

equipo en particular.

72 

 

Las condiciones de operación son del orden de:

Separadores de alta presión (V-02, V-01, V-400 y V-401)

Temperatura: 80 °F

Presión: 1200 Psi

Los equipos de baja presión V-04 y el V-03, operan también a temperatura de 80°F,

Siendo sus presiones del orden de los 569 Psi.

Los separadores V-07 y V-08 operan a 200 Psi

Unidad de remoción de CO2

Generalidades

El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión 1120 Psi y una

temperatura de aproximadamente 122 °F, con un caudal máximo de 75 MMSCFD.

La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 1,707 % molar.

La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar

en dióxido de carbono, cosa que sale al 0 %.

Para la separación se realiza un contactado con solución de dietanolamina (DEA) al

35 %, la cual absorbe el dióxido de carbono.

La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso de

absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua.

73 

 

DIAGRAMA DE BLOQUES DEL AREA DE SEPARADORES

74 

 

Proceso de Absorción de CO2

La corriente de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan

hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones arrastradas por el gas

con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos

separados se envían al drenaje de hidrocarburos.

El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor E-211, donde se

precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La

temperatura asciende hasta 126 °F.

En el contactor de amina T-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con la

solución 35 % DEA y 65 % agua desmineralizada.

La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. Este equipo

posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y

temperatura:

Presión: 1166 Psi.

Temperatura Amina: 110 °F

Temperatura gas: 90 °F

El efluente gaseoso, despojado de dióxido de carbono, se enfría hasta 140 °F en el equipo

E - 211, intercambiando calor con la corriente de alimentación al contactor de amina. A

continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de

DEA que pudiera haber arrastrado el gas.

Finalmente se envía la corriente gaseosa purificada a la unidad de tratamiento con glicol.

Por otra parte, la solución de DEA carbonatada (DEA “rica”), obtenida por el fondo de

los equipos T-203 y V-204 se deriva a una etapa de regeneración, en la cuál se deriva el

dióxido de carbono absorbido.

75 

 

Regeneración de la solución DEA

La solución de DEA carbonatada contiene un máximo de 1,7 % molar de dióxido de

carbono. La misma se acumula en el equipo V-208, con un tiempo de retención de

aproximadamente diez minutos.

Los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separan por descompresión de la

corriente líquida, emergiendo desde el domo de gas del acumulador hacia el sistema de

antorcha.

La DEA rica procedente del acumulador atraviesa el filtro F-208, en el cuál se separan

partículas sólidas.

76 

 

Previo al ingreso del regenerador, la temperatura del líquido aumenta hasta 240 °F en el

equipo E-202, mediante el aporte térmico de una corriente de DEA regenerada.

La columna regenerada T-206 posee 20 platos, con alimentación por el plato del tope.

Las condiciones de operación son las siguientes:

Presión: 10 Psi.

Temperatura: 248 °F.

El dióxido de carbono se separa mediante arrastre con vapor de agua, el cuál se genera en

el rehervidor E-207, a partir de la solución de amina obtenida en el fondo de la columna

.La fase gaseosa procedente del tope atraviesa el aeroenfriador AC-215, en el cuál se

condensa el vapor de agua. El efluente del mencionado aeroenfriador se deriva al

acumulador V-216.

Los gases incondensables se liberan por la parte superior de este equipo, enviándose al

sistema de venteo para su descarga final a la atmósfera.

Para evitar el arrastre de gotitas de agua y minimizar la pérdida de amina, el acumulador

posee un eliminador de niebla en la descarga de gases.

El vapor de agua condensado es aspirado por las bombas de reflujo P-217 A/B, que lo

envían hacia la alimentación al regenerador T-206.

La corriente de DEA regenerada (DEA “pobre”) separada por el fondo del regenerador

atraviesa el equipo E-202, en el cuál se enfría hasta 206 °F por intercambio con la

corriente de alimentación al regenerador.

El líquido se acumula en el tanque pulmón TK-205, con un tiempo de retención del orden

de los veinte minutos. La fase gaseosa de este tanque pulmón se encuentra inertizada con

77 

 

gas combustible, para evitar que el dióxido de carbono atmosférico entre en contacto con

la amina.

La solución de DEA es aspirada desde el tanque por las bombas centrífugas horizontales

P-202 A/B, enviando la descarga al aeroenfriador AC-209, en el cual se alcanza una

temperatura por debajo de los 120 °F.

A la salida del aeroenfriador, un 10 % de la corriente líquida se separa para ser enviada a

través del filtro de sólidos F-212 A, el filtro de carbón F-214 y el filtro de sólidos F-212 B,

con el fin de separar sólidos en suspensión, partículas de carbón activado, hidrocarburos

arrastrados y aminas degradadas.

Ambas corrientes líquidas posteriormente se unifican e ingresan a la aspiración de las

bombas centrífugas P-201 A/B, que recicla la DEA al contactor de amina T-203, para

continuar con el proceso de absorción de dióxido de carbono.

78 

 

A continuación se muestra un listado de los equipos más comunes y del proceso de la

planta de amina.

Equipos de la planta de amina:

DEPURADOR DE GAS DULCE (V - 204)

Su función es el de recolectar el agua que se condensa

del gas que sale por la parte superior de la torre

contactora de Amina. También recolecta pequeñas

cantidades de amina que están suspendidas en el gas

que sale de la torre contactora.

El gas se enfría a transferir calor con el gas que entra

en el intercambiador E-211 de gas/gas.

El depurador de gas dulce es un separador vertical de

dos fases.

Cualquier líquido que se acumule, se drena continuamente a través de la válvula de control

de nivel (LCV-204) al tanque flash.

PROBLEMAS OPERATIVOS

1) Exceso de hidrocarburos líquidos en los separadores de entrada hasta la torre

Contactora de amina.

79 

 

2) Permitir que se inunde la amina y sobrepase la parte superior del depurador del gas

dulce hasta el proceso de aguas abajo.

Si grandes cantidades de amina sobrepasan la torre contactora, como cuando hay mucha

espuma, sucede lo siguiente:

El nivel en el depurador de gas dulce se elevará hasta que se desconecte, parando así la

planta.

El control de nivel para el depurador se abrirá demasiado, pero no podrá evitar que el

líquido suba en el depurador.

TANQUE FLASH (V - 208)

El tanque flash tiene 3 funciones principales:

1) Destilar cualquier hidrocarburo que la amina haya

absorbido.

2) Separar los hidrocarburos líquidos más pesados de

la amina y recuperarlos.

3) Proveer la capacidad de compensación para el

sistema.

A medida que la Amina Rica fluye de la torre de contacto de amina (T-203) al tanque flash,

la presión cae de 1200 psig a 80 psig, permitiendo que se destile cualquier hidrocarburo

que haya absorbido la amina.

Deflectores verticales internos dividen al tanque flash en 3 compartimientos.

La amina rica entra al tanque flash por un lado, donde un deflector de asentamiento ayuda

a asentar la amina antes de separarlo en sus componentes:

80 

 

Los hidrocarburos gaseosos que se destilan de la amina entran en el espacio del vapor del

tanque flash.

El hidrocarburo líquido que se acumula encima de la amina se puede recuperar.

La amina (sin los hidrocarburos gaseosos o líquidos) se asienta en el fondo del tanque y

de ahí va ala regenerador de amina.

ACUMULADOR DE REFLUJO (V - 216)

El vapor en lo alto del regenerador atraviesa el condensador de amina (AC-215), donde se

enfría el gas del CO2 y se condensa cualquier vapor de agua que haya. El dióxido de

carbono y la mezcla de agua luego fluyen al acumulador de reflujo, donde se separan.

El recipiente es un separador del tipo vertical con un deflector y un filtro de niebla que

evita el paso de vapor a la salida.

PROBLEMAS OPERATIVOS

Nivel Alto.- Esto puede ser causado por espuma en el regenerador y un exceso de amina.

Si la espuma es lo suficiente y la amina puede ser llevada a través del venteo, resulta una

pérdida de amina y daños al medio ambiente.

81 

 

Nivel Bajo.- Si el LIC-216 fuese a funcionar mal y se abriera, se podría bombear el

acumulador de reflujo hasta quedar seco y ahí está la posibilidad de que se dañe la bomba

si funciona en seco durante demasiado tiempo.

CONTACTORA DE AMINA (T - 203)

El propósito de la torre contactora de amina es el de quitar las impurezas de la corriente

de gas en la entrada.

La acción de remover el CO2 se logra al circular una solución de 30-35% de amina contra

la corriente del flujo de gas. La amina entra por la parte superior de la torre de veinte

bandejas justo encima de la bandeja número uno y se esparce por la bandeja para

asegurar un contacto íntimo con el gas que está

subiendo por la torre. Luego la amina se derrama por

un vertedero y corre por una bajada hasta la próxima

bandeja donde nuevamente cubre la bandeja.

El gas entra a la torre y se eleva a través de las

válvulas de las bandejas, donde tiene un contacto

íntimo con la amina y las moléculas del dióxido de

carbono. A la hora que el gas llega a la salida del

contactor, el contenido de CO2 se ha reducido a 1%.

Un filtro de niebla está ubicado a la salida del gas

para atrapar gotas de líquido que puedan estar mezclados con el gas tratado.

La amina “rica” que se junta en el fondo de la torre fluye al tanque flash.

La temperatura de la amina debe mantenerse en aproximadamente 15 °F más caliente que

la corriente de gas que ingresa. Esto se hace para que los hidrocarburos más pesados que

entran con el gas no se condensen en el contacto y así causar espuma.

82 

 

PROBLEMAS OPERATIVOS

El problema más común que uno suele encontrar es la formación de espuma en el

contactor. Por lo general, esto es causado por el ingreso de hidrocarburos más pesados en

la corriente de gas.

Generalmente, la espuma se detecta a raíz de un incremento en la presión diferencial a

través de la torre. El nivel de la torre también cae dado a que la amina no va bajando por

las bandejas.

La amina también quizás suba por la parte superior de la torre y se acumule en el

depurador de gas dulce.

REGENERADOR DE AMINA (T - 206)

Cuando el dietanolamina circula a través del contactor, la

amina pobre absorbe el gas ácido, formando un enlace

químico débil con ello. Este enlace débil se rompe al bajar

la presión e incrementar la temperatura de amina.

El regenerador funciona a 11 psig con una temperatura en

el fondo de alrededor de

243 °F. El calor que se requiere para quitar el dióxido de

carbono de la amina lo provee el aceite caliente que circula

en el rehervidor de amina E-207. A medida que se calienta

83 

 

la amina, una parte de la solución se vaporiza y ese vapor (que es casi todo) se eleva por

la torre y quita el gas ácido de la solución de amina rica y los lleva a la parte superior.

La concentración de los gases ácidos en el vapor se incrementa mientras que la

Concentración de amina decae a medida que el vapor asciende por la torre. La eficacia de

la acción de quitar el gas está directamente en proporción al calor que se aplica al

rehervidor. Sin embargo, mucho calor incrementa dramáticamente la degradación de

amina, lo cual a su vez, puede llevar a una corrosión severa.

PROBLEMAS OPERATIVOS

Tal como en el contactor, la espuma es un problema serio en los regeneradores y puede ser

identificado de maneras similares.

INTERCAMBIADORES

INTERCAMBIADOR GAS/GAS (E - 211)

Se usa el intercambiador gas/gas para calentar al gas del separador de filtro de entrada

antes de que entre al contactor de amina. También enfría el gas que sale del contactor,

ayudando a condensar cualquier líquido que lleva el gas, para eliminar del depurador de

gas dulce.

El intercambiador tiene el diseño de un casco/tubo horizontal, donde el gas no tratado

pasa a través del casco y el gas que proviene del contactor pasa a través del tubo.

84 

 

INTERCAMBIADOR DE AMINA RICA/POBRE (E - 202)

El intercambiador está constituido de un casco ahorquillado y tubo

que consiste de 304 tubos de acero inoxidable.

El propósito del intercambiador de amina Pobre/Rica es el de

enfriar el amina pobre que sale del rehervidor hacia el E-207, antes

de que retorne al tanque de compensación. También calienta la

amina ricas que sale del tanque flash antes de que entre al

regenerador de amina.

La amina rica entra por el lado del tubo del intercambiador a

aproximadamente 130 °F y sale aproximadamente a 195 °F. La

amina pobre entra por el lado del casco del intercambiador a 240 °F y sale a 170 °F.

AMINE TRIM COOLER (AC - 209)

El enfriador de amina está diseñado para enfriar la amina pobre antes de que vaya al

contactor de amina para asegurar una distribución adecuada de la temperatura de

amina/gas. Este es un enfriador de una pasada con 2 ventiladores con tiro hacia arriba

con bocas de ventilación automáticas y se debe armar para mantener una distribución de

10 °F entre las temperaturas del gas en la entrada y el amina que sale del enfriador.

CONDENSADOR PARA AMINA (AC - 215)

El condensador está diseñado para enfriar el vapor caliente y rico que sale de la parte

superior del regenerador de amina y condensar cualquier líquido llevado en el vapor.

Este es un condensador de 2 ventiladores, de un solo pase que enfría lo que está en lo alto

de la torre de 212 °F a aproximadamente 80 °F antes de que vaya al acumulador del

reflujo.

85 

 

TANQUES

TANQUE DE COMPENSACIÓN PARA AMINA (TK - 205)

El tanque de compensación para amina es un tanque de 200

barriles que se usa como un tanque de almacenamiento para el

sistema para guardar la amina pobre que alimenta la succión de

las bombas booster para amina. El tanque de compensación ayuda

a mantener el sistema en funcionamiento al tomar cualquier

sobrecarga momentánea durante los trastornos en el sistema.

Durante su funcionamiento normal contendrá una solución de

amina al 30 – 35 % a un nivel predeterminado.

TANQUE DE ALMACENAMIENTO PARA AMINA (TK - 221)

El tanque de almacenamiento se debe utilizar solamente cuando se va a agregar amina en

el sistema, caso contrario, se aísla la unidad.

FILTROS

SEPARADOR DE FILTRO DE ENTRADA (F - 210)

Este filtro de entrada tiene el diseño de una vasija con 2 tubos horizontales que está

instalado aguas debajo de los separadores de entrada. El filtro está diseñado para quitar

los líquidos libres y atrapar las partículas que son llevadas de la entrada.

En la parte delantera incorpora un filtro mecánico para quitar las partículas, el cual tiene

un elemento con paletas a la salida. A medida que las pequeñas partículas sólidas y

líquidas hacen impacto en el filtro mecánico, son detenidas debido a su tamaño físico.

86 

 

FILTRO DE SÓLIDOS PARA AMINA POBRE (F – 212 A/B)

Este filtro consta de 19 filtros de cinco micrones en cada recipiente. Una mala filtración

generalmente está indicada por el color oscuro, nublado u opaco de la amina. La amina

limpia tiene un color ámbar claro.

FILTRO DE CARBON PARA AMINA POBRE (F - 214)

El filtro de carbón es un absorbente que está diseñado para quitar los contaminantes

orgánicos solubles, tales como los ácidos e hidrocarburos líquidos. Los contaminantes

ácidos se forman como resultado de la degradación del procesamiento de líquidos.

FILTROS DE SOLIDOS PARA AMINA RICA (F - 208)

El filtro de solido para amina rica, es un filtro para flujo completo con 51 filtros con cinco

micrones que está ubicado aguas abajo del tanque flash para amina. Habiéndose quitado

el gas destilado, la amina se filtra mecánicamente para quitar los sólidos suspendidos que

obstruirán los equipos aguas arriba.

87 

 

BOMBAS

BOMBAS DE CARGA PARA AMINA (P – 201 A/B)

Las bombas de carga para amina están diseñadas para entregar amina al contactor para

absorber el CO2 de la corriente de gas en la entrada. Las bombas son bombas centrífugas

de 11 etapas que funcionan a 3600 rpm y entregan 410 gpm a 1225 psi.

Esto es al 100 % de las bombas, dejando siempre una como reserva.

Son impulsadas por un motor Waukesha que funciona a gas combustible. Las bombas

succionan la descarga de la bomba booster para amina a 90 psi y lo descarga en el

contactor a aproximadamente 1200 psi.

BOMBAS BOOSTER PARA AMINA (P – 202 A/B)

Estas son dos unidades que al 100 % de su capacidad son

capaces de bombear 420 gpm a 85 psig. Estas succionan

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del tanque de compensación para amina y descargan en las bombas de alta presión para

amina a través del enfriador de amina.

BOMBAS DE REFLUJO PARA AMINA (P – 217 A/B)

Las bombas de reflujo para amina, son bombas centrífugas verticales que descargan 36

gpm a 68 psi. Bombean los vapores condensados (en su mayoría agua) del acumulador de

reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora para ayudar con el enfriamiento y

detener el exceso de líquidos. El flujo de las bombas depende del nivel en el acumulador.

BOMBAS DE TRANSFERENCIA PARA AMINA (P – 218 A/B)

Las bombas de transferencia transfieren amina desde el almacenaje hasta el tanque de

compensación para amina.

EQUIPOS PARA EL SISTEMA DE ACEITE CALIENTE

TANQUE DE COMPENSACIÓN (V - 220)

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El tanque de compensación para aceite caliente provee la expansión térmica y capacidad

de compensación para el sistema. Este tiene una capa de nitrógeno para mantener el aire

fuera del sistema.

BOMBAS DE ACEITE CALIENTE (P – 230 A/B/C)

Estas son bombas centrífugas horizontales que descargan 1116 gpm a1250 psi cada una.

Son unidades al 50 %, entonces una siempre será utilizada como reserva. Las bombas se

usan para bombear el aceite del calentador hasta el rehervidor, donde intercambia el calor

con la amina. Cada una de las bombas está equipada con aeroenfriadores de descarga.

HORNO DE ACEITE CALIENTE (H -240)

El calentador de aceite está equipado con cuatro quemadores ZECO, cada quemador esta

equipado con un quemador principal y un fuego piloto. El aceite medio caliente esta a una

temperatura de 345 °F

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NOMENCLATURA A = área para intercambio de calor, ft3

A%peso = porcentaje en peso amina en la solución, %

%AG = porcentaje mol de gas ácido, %

d = diámetro, pulgadas

ML = carga molar (mole loading),

moles de gas ácido/mol de solución(Amina)

P = presión del sistema, psia

PM = peso molecular, lb/lbmol

Q = rata estándar de flujo de gas, MMscfd;

cantidad de calor "duty", Btu/h

R = constante universal de los gases, 10.73 psia ft3/°R lbmol

T = temperatura del sistema, °R

Vt = velocidad vertical terminal, ft/s

x = concentración de amina en la solución, % peso

y = concentración del gas ácido en el gas agrio, % mol

Z = factor de compresibilidad, adimensional

γ = gravedad específica

ρ = densidad, lb/ft3