Simulacion-de-endulzamiento-de-gas-amargo-utilizando-dea

Vista previa del material en texto

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES 
 
“ZARAGOZA” 
 
 INGENIERÍA QUÍMICA 
 
 
 
 
 
 T E S I S 
 
 
 
“SIMULACIÓN DE ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
UTILIZANDO DEA” 
 
 
 
 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE : 
I N G E N I E R O Q U Í M I C O 
P R E S E N T A : 
J O R G E A N T O N I O S A L I N A S D O M Í N G U E Z 
 
 
 
D I R E C T O R D E T E S I S : 
 
 I. Q. JOSE ANTONIO ZAMORA PLATA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ciudad de México. 2017 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
Restricciones de uso 
 
DERECHOS RESERVADOS © 
PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL 
 
Todo el material contenido en esta tesis esta protegido por la Ley Federal 
del Derecho de Autor (LFDA) de los Estados Unidos Mexicanos (México). 
El uso de imágenes, fragmentos de videos, y demás material que sea 
objeto de protección de los derechos de autor, será exclusivamente para 
fines educativos e informativos y deberá citar la fuente donde la obtuvo 
mencionando el autor o autores. Cualquier uso distinto como el lucro, 
reproducción, edición o modificación, será perseguido y sancionado por el 
respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
,U 10 ' 0 \\ \ DI 
FACULTAD DE ESTUDIOS 
SUPERIORES "ZARAGOZA" 
DIRECCiÓN 
JEFE DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACiÓN 
ESCOLAR 
P R E S E N T E. 
Comunico a usted que al alumno(a) Salinas Domínguez Jorge Antonio con número de cuenta 08611284-0 
de la carrera Ingeniería Química. se le ha fijado el dia ~del mes de Agosto de 2017 a las 15:00 horas 
para presentar su examen profesional . que tendrá lugar en la sala de exámenes profesionales del Campus 11 
de esta Facultad, con el siguiente jurado: 
PRESIDENTE 
VOCAL 
SECRETARIO 
SUPLENTE 
SUPLENTE 
DR. ALEJANDRO DE LA CRUZ ROGEL RAMIREZ 
I.Q. JOSÉ ANTONIO ZAMORA PLATA 
M. EN 1. CRESENCIANO ECHAVARRIETA ALBITER 
DR. RODOLFO ALBERTO HERRERA TOLEDO 
M. EN 1. ELlSA BLANCA VIÑAS REYES 
El titulo de la tesis que se presenta es: "Simulación de endulzamiento de gas amargo utílízando DEA" . 
Opción de Titulación: Convencional 
REcml 
OFICINA DE EXÁMENES PROFESIO ALES 
YOEGRAOQ 
A T E N T A M E N T E 
" POR MI RAZA HABLARÁ EL EspíRITU" 
México, D. F. a 01 de Agosto de 2017. o 08 1IS'I1JD1Q! .. 
< O .. 
..l 
:> 
u 
< ... 
." 
'" ::a 
o 
::a .. 
f.O 
ZARAuULA 
ZA NUÑEí} I E: e e 1 ~ 
Vo Do v ~ 
I a OOMINGA nz A 
JEFA DE LA CARRERA o 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
 
A Dios. 
 
Al forjador de mi camino, arquitecto de la vida, mi padre celestial que siempre me acompaña, el que me 
consuela en mis tropiezos pero también me llena de felicidad en los aciertos, al creador de mis padres y de 
todas las personas a las que amo, con mi más sincero amor. 
 
 
A mis Padres. 
 
Silvia Domínguez (Q.E.P.D.). Por ser la mujer que creo mi carácter y siempre estuvo al pendiente con su 
amor, confianza y apoyo en todas las etapas de mi vida, no hay forma de recompensar todo lo que hiciste 
por mí. Agradezco a Dios por permitir que fueras mi madre. Te amo. 
 
Ernesto Salinas. Por ser un gran ejemplo para mí. Porque siempre estuviste apoyándome y esforzándote 
para que estuviera bien. Si tuviera la oportunidad de cambiar algo en ti, no cambiaría ni un solo pelo, porque 
para mí todo es perfecto. Te quiero mucho y agradezco a Dios por tenerte como padre. 
 
 
A mis hermanos. 
 
Carmen, Lourdes, Juan y Luis, por compartir tantos momentos felices y por su apoyo y comprensión en los 
malos momentos. Los quiero mucho. 
 
 
A mi esposa. 
 
Elba Argelia, Conocerte es lo mejor que me ha pasado en la vida. Gracias por tu amor, apoyo, confianza, 
comprensión y por compartir tu vida conmigo. Te amo. 
 
 
A mis tíos. 
 
Javier, Ramón, Pablo, Guadalupe, Reyna y Martha. Por apoyar a mis padres en nuestra formación y por ser 
esa especie de hermanos mayores que toda persona debe tener. Los quiero. 
 
 
A mi director de tesis. 
 
I.Q. José Antonio Zamora Plata, Por su apoyo y dedicación durante la realización de la tesis. 
 
 
A mis amigos. 
 
Los de la escuela y los del trabajo. Porque ustedes son integrantes de esa gran la familia fuera de casa que 
decidí tener. 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
I 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Índice 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
II 
Índice I 
Introducción 1 
1. Capítulo 1 3 
1.1. Objetivo 5 
1.1.1. Objetivos específicos 5 
1.1.2. Justificación 5 
1.2. Importancia económica del gas natural 8 
1.2.1. Demanda internacional de gas natural 8 
1.2.1.1. Producción internacional del gas natural 9 
1.2.1.2. Reservas probadas de gas natural 9 
1.2.1.3. Comercialización internacional del gas natural 10 
1.2.2. Mercado nacional de gas natural 10 
1.2.2.1. Demanda de gas natural por sector 11 
1.2.2.2. Producción de gas natural 11 
1.2.2.3. Comercio exterior de gas natural 12 
1.3. Características típicas del gas natural. 14 
1.3.1. Características del gas amargo. 14 
1.3.2. Toxicidad del Sulfuro de Hidrogeno (Ácido Sulfhídrico). 15 
1.3.3. Composiciones típicas de gas amargo. 18 
1.4. Composiciones típicas de gas combustible. 22 
1.5. Procesos de endulzamiento de gas. 26 
1.5.1. Absorción por lecho de sólidos. 26 
1.5.1.1. Esponja de Fierro. 26 
1.5.1.2. Óxido de Zinc. 28 
1.5.1.3. Tamices moleculares. 28 
1.5.2. Adsorción por solventes químicos. 29 
1.5.2.1. Tipos de alcanolaminas. 30 
1.5.2.1.1. Monoetanolamina (MEA) 33 
1.5.2.1.2. Dietanolamina (DEA) 34 
1.5.2.1.3. Trietanolamina (TEA) 35 
1.5.2.1.4. Diglicolamina (DGA) 35 
1.5.2.1.5. Diisopropanolamina (DIPA) 35 
1.5.2.1.6. Metildietanolamina (MDEA). 35 
1.5.2.1.7. Concentración de las soluciones de aminas. 35 
2. Capítulo 2 37 
2.1. Descripción del proceso de endulzamiento de gas amargo utilizando 
dietanolamina. 39 
2.1.1. Endulzamiento de gas 40 
2.1.2. Regeneración de Amina 40 
2.2. Consideraciones generales de operación de un sistema de 
endulzamiento de gas amargo con aminas. 44 
 
ÍNDICE 
 
 
III 
2.2.1. Problemas generales de operación. 44 
2.2.1.1. Fallas en el endulzamiento de gas. 44 
2.2.1.2. Corrosión. 44 
2.2.1.3. Degradación de la solución de amina. 45 
2.2.1.4. Formación de espuma. 45 
2.2.1.5. Regeneración de amina. 46 
2.2.1.6. Filtración. 49 
2.2.1.7. Inhibidores de formación de espuma (Antiespumantes). 49 
2.2.2. Consideraciones generales de operación. 49 
2.2.2.1. Tanque separador de entrada. 49 
2.2.2.2. Pérdidas de Amina. 50 
2.2.2.3. Filtración. 50 
2.2.2.4. Intercambiador de calor Amina-Amina (Intercambiador 
Pobre-Rica). 52 
2.2.2.5. Regeneración de Amina. 52 
2.2.2.6. Diseño de tuberías. 57 
2.3. Método corto para determinar la relación amina-gas amargo en el 
proceso de endulzamiento 59 
2.3.1. Ejemplo con gas amargo del Pozo Cráter. 59 
2.3.1.1. Casos de estudio 59 
2.3.1.2. Método matemático corto. 59 
2.3.1.3. Método grafico corto. 61 
2.4. Metodología de cálculo mediante hojas de Excel y gráficos para determinar 
la relación amina-gas amargo en el proceso de endulzamiento 64 
2.4.1. Ejemplo con gas amargo del Pozo Cráter. 64 
2.4.1.1. Casos de estudio 64 
2.4.1.2. Composición del gas, peso molecular y Cp. 65 
2.4.1.2.1. Gas amargo saturado a 30°C y 1000 psig, Pozo Cráter. 65 
2.4.1.2.2. Gas amargo saturado a 30°C y 100 psig, Pozo Cráter. 66 
2.4.1.3. Ingreso de datos generales 66 
2.4.1.4. Calculo de la presión parcial delCO2 y H2S en el gas. 67 
2.4.1.5. Calor de reacción del CO2 y H2S en la DEA. 67 
2.4.1.6. Calor Transferido al gas dulce. 69 
2.4.1.7. Estimación del CP equivalente de la solución de DEA 69 
2.4.1.8. Definición de la relación de la moles de DEA por Mol gas 
 amargo “R”. 70 
2.4.1.9. Determinación de la concentración de gas acido en la 
solución de DEA. 71 
2.4.1.10. Determinación de las presiones de vapor del CO2 y H2S en 
la solución de DEA. 71 
 
ÍNDICE 
 
 
IV 
2.4.1.11. Iteraciones. 76 
2.4.1.12. Calculo de la Temperatura real de salida de la solución de 
DEA rica. 76 
2.4.1.13. Cálculo de las concentraciones de gases ácidos bajo 
condiciones mínimas de circulación de DEA. 77 
2.4.1.14. Circulación mínima de DEA. 78 
2.4.1.15. Resultados 79 
2.5. Predimensionamiento de la torre contactora y equipos principales. 81 
2.5.1. Predimensionamiento de la torre contactora por método gráfico. 81 
2.5.2. Predimensionamiento de los equipos de intercambio de calor. 82 
2.5.3. Predimensionamiento de la potencia de los accionadores eléctricos 
del equipo de bombeo y aeroenfriadores. 83 
2.5.4. Predimensionamiento del equipo de separación y filtración. 84 
2.6. Simulación de proceso de endulzamiento de gas amargo utilizando el 
simulador Pro II. 86 
2.6.1. Desarrollo. 86 
2.6.1.1. Entradas. 86 
2.6.1.2. Salidas. 86 
2.6.1.3. Metodología 86 
2.6.1.3.1. Selección de componentes. 87 
2.6.1.3.2. Selección de Modelo Termodinámico. 91 
2.6.1.3.3. Especificación de corrientes. 92 
2.6.1.3.4. Especificación de un Separador Liquido-Gas. 100 
2.6.1.3.5. Especificación de la Columna Contactora. 104 
2.6.1.3.6. Especificación de Válvula reductora de presión. 121 
2.6.1.3.7. Especificación del Tanque Flash de DEA rica. 122 
2.6.1.3.8. Especificación del cambiador de calor DEA Rica – DEA 
 Pobre. 123 
2.6.1.3.9. Especificación de la columna regeneradora de DEA 129 
2.6.1.3.10. Especificación del mezclador para reposición de DEA. 148 
2.6.1.3.11. Especificación del mezclador para reposición de Agua. 153 
2.6.1.3.12. Especificación de Bomba de DEA Pobre. 156 
2.6.1.3.13. Especificación de intercambiador de calor de 
DEA Pobre. 158 
2.6.1.3.14. Especificación de Calculadores de reposición de DEA 
y Agua. 160 
3. Capítulo 3 170 
3.1. Consideraciones 172 
3.1.1. Datos de salida del simulador Pro-II 172 
3.1.2. Resultados Pozo Cráter. 180 
 
ÍNDICE 
 
 
V 
3.1.3. Resultados Akal-B. 182 
3.1.4. Resultados Abkatun-A 184 
3.2. Conclusiones 187 
4. Referencias. 189 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
VI 
Índice de figuras 
 
Figura 1.1 Consumo mundial de gas natural, 2014 8 
Figura 1.2 Producción de gas natural, 2014 9 
Figura 1.3 Demanda nacional de combustibles, 2014 10 
Figura 1.4 Demanda nacional de gas natural por sector 11 
Figura 2.0 Esquema A-100 Figura 2.0 Esquema A-100. Diagrama de Flujo de 
Proceso de Endulzamiento de Gas Amargo con DEA 39 
Figura 2.1 Configuraciones típicas para reboiler de amina 53 
Figura 2.2 Distribución típica de temperatura en un reboiler a fuego directo 54 
Figura 2.3 Perfil de temperaturas a través de la pared de un tubo de humo de 
un reboiler de amina 54 
Figura 2.4 Grafica para determinación de recirculación de flujo de amina. 61 
Figura 2.5 Perfil de temperatura de la columna contactora. 70 
Figura 2.6 Solubilidad de CO2 en DEA @ 50°C. 73 
Figura 2.7 Solubilidad de CO2 en DEA @ 100°C. 73 
Figura 2.8 Solubilidad de H2S en DEA @ 50°C. 74 
Figura 2.9 Solubilidad de H2S en DEA @ 100°C. 75 
Figura 2.10 Tamaño aproximado del contactor de amina 82 
Figura 2.11 Selección de componentes. Paso 1 87 
Figura 2.12 Selección de componentes. Paso 2 88 
Figura 2.13 Selección de componentes. Paso 3 89 
Figura 2.14 Selección de componentes. Paso 4 90 
Figura 2.15 Selección de componentes. Paso 5 91 
Figura 2.16 Selección del modelo termodinámico. 92 
Figura 2.17 Especificación de corrientes. Paso 1 92 
Figura 2.18 Especificación de corrientes. Paso 2 93 
Figura 2.19 Especificación de corrientes. Paso 3 94 
Figura 2.20 Especificación de corrientes. Paso 4 95 
Figura 2.21 Especificación de corrientes. Paso 5 96 
Figura 2.22 Especificación de corrientes. Paso 6 97 
Figura 2.23 Especificación de corrientes. Paso 7 98 
Figura 2.24 Especificación de corrientes. Paso 8 98 
Figura 2.25 Especificación de corrientes. Paso 9 99 
Figura 2.26 Especificación de corrientes. Paso 10 100 
Figura 2.27 Especificación de un separador Liquido-Gas. Paso 1 100 
Figura 2.28 Especificación de un separador Liquido-Gas. Paso 2 101 
Figura 2.29 Especificación de un separador Liquido-Gas. Paso 3 102 
Figura 2.30 Especificación de un separador Liquido-Gas. Paso 4 103 
Figura 2.31 Especificación de un separador Liquido-Gas. Paso 5 104 
Figura 2.32 Especificación de la Columna Contacto. Paso 1 104 
Figura 2.33 Especificación de la Columna Contacto. Paso 2 105 
Figura 2.34 Especificación de la Columna Contacto. Paso 3 106 
Figura 2.35 Especificación de la Columna Contacto. Paso 4 107 
Figura 2.36 Especificación de la Columna Contacto. Paso 5 107 
 
ÍNDICE 
 
 
VII 
Figura 2.37 Especificación de la Columna Contacto. Paso 6 108 
Figura 2.38 Especificación de la Columna Contacto. Paso 7 109 
Figura 2.39 Especificación de la Columna Contacto. Paso 8 110 
Figura 2.40 Especificación de la Columna Contacto. Paso 9 111 
Figura 2.41 Especificación de la Columna Contacto. Paso 10 112 
Figura 2.42 Especificación de la Columna Contacto. Paso 11 113 
Figura 2.43 Especificación de la Columna Contacto. Paso 12 114 
Figura 2.44 Especificación de la Columna Contacto. Paso 13 115 
Figura 2.45 Especificación de la Columna Contacto. Paso 14 116 
Figura 2.46 Especificación de la Columna Contacto. Paso 15 117 
Figura 2.47 Especificación de la Columna Contacto. Paso 16 118 
Figura 2.48 Especificación de la Columna Contacto. Paso 17 118 
Figura 2.49 Especificación de la Columna Contacto. Paso 18 119 
Figura 2.50 Especificación de la Columna Contacto. Paso 19 120 
Figura 2.51 Especificación de la Válvula reductora de presión. 121 
Figura 2.52 Especificación del tanque flash de DEA rica. 122 
Figura 2.53 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 1 123 
Figura 2.54 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 2 124 
Figura 2.55 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 3 125 
Figura 2.56 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 4 126 
Figura 2.57 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 5 127 
Figura 2.58 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 6 127 
Figura 2.59 Especificación del cambiador de calor DEA Rica - DEA Pobre. 
Paso 7 128 
Figura 2.60 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 1 129 
Figura 2.61 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 2 130 
Figura 2.62 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 3 131 
Figura 2.63 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 4 132 
Figura 2.64 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 5 133 
Figura 2.65 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 6 134 
Figura 2.66 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 7 135 
Figura 2.67 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 8 136 
Figura 2.68 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 9 137 
Figura 2.69 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 10 138Figura 2.70 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 11 139 
Figura 2.71 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 12 140 
Figura 2.72 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 13 141 
Figura 2.73 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 14 142 
Figura 2.74 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 15 143 
 
ÍNDICE 
 
 
VIII 
Figura 2.75 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 16 144 
Figura 2.76 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 17 145 
Figura 2.77 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 18 146 
Figura 2.78 Especificación de la columna regeneradora de DEA. Paso 19 147 
Figura 2.79 Especificación del mezclador para reposición de DEA. Paso 1 148 
Figura 2.79 Especificación del mezclador para reposición de DEA. Paso 2 149 
Figura 2.80 Especificación del mezclador para reposición de DEA. Paso 3 150 
Figura 2.81 Especificación del mezclador para reposición de DEA. Paso 4 151 
Figura 2.82 Especificación del mezclador para reposición de DEA. Paso 5 152 
Figura 2.83 Especificación del mezclador para reposición de agua. Paso 1 153 
Figura 2.84 Especificación del mezclador para reposición de agua. Paso 2 154 
Figura 2.85 Especificación del mezclador para reposición de agua. Paso 3 155 
Figura 2.86 Especificación de la bomba de DEA Pobre. Paso 1 156 
Figura 2.87 Especificación de la bomba de DEA Pobre. Paso 2 157 
Figura 2.88 Especificación del intercambiador de calor de DEA Pobre. Paso 1 158 
Figura 2.89 Especificación del intercambiador de calor de DEA Pobre. Paso 2 159 
Figura 2.90 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 1 160 
Figura 2.91 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 2 161 
Figura 2.92 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 3 162 
Figura 2.93 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 4 163 
Figura 2.94 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 5 164 
Figura 2.95 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 6 165 
Figura 2.96 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
 Paso 7 166 
Figura 2.97 Especificación de calculadores de reposición de DEA y Agua. 
Paso 8 167 
Figura 2.98 Modelo final de simulación de un sistema de endulzamiento de 
gas amargo con DEA. 168 
Figura 2.99 Modelo final de simulación de un sistema de endulzamiento de 
gas amargo con DEA. Convergencia del sistema mostrado en color azul. 169 
Figura 3.1 Diagrama de flujo Simulación en ProII 173 
Figura 3.2 Comportamiento de la Temperatura respecto a los platos de la 
 columna contactora. 178 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
IX 
 
Índice de tablas 
 
Tabla 1.1. Periodos de exposición al H2S. 15 
Tabla 1.2. Toxicidad del H2S en humanos. 16 
Tabla 1.3. Análisis composicional del gas de separador, Pozo Cráter 1 
(Pozo terrestre) 18 
Tabla 1.4. Análisis composicional del gas de amargo de la plataforma marina 
Akal-B. 19 
Tabla 1.5. Análisis composicional del gas de amargo de la plataforma marina 
 Abkatun-A. 20 
Tabla 1.6. Especificaciones de gas natural según la NOM-001-SECRE-2010 22 
Tabla 1.7. Análisis composicional del gas de BN suministrado a la plataforma 
marina Akal-L 23 
Tabla 1.8. Análisis composicional del gas de combustible suministrado al 
centro de operaciones Abkatun-N1. Muestra Enero 2008 23 
Tabla 1.9. Análisis composicional del gas de combustible suministrado al 
campo Ek-Balam. 24 
Tabla 1.10. Análisis composicional del gas de combustible suministrado a 
la plataforma marina Lum-A. 24 
Tabla 1.11 Concentración molar de aminas 29 
Tabla 1.12 Diferencias entre la alquilaminas y alcanolaminas 31 
Tabla 1.13 Propiedades físicas de las etanolaminas 32 
Tabla 2.1 Resultados método corto calculo solución de DEA. 60 
Tabla 2.2 Composición del gas amargo seco del Pozo Cráter. 65 
Tabla 2.3 Composición del gas amargo saturado del Pozo Cráter a 30°C y 
1000 psig. 65 
Tabla 2.4 Composición del gas amargo saturado del Pozo Cráter a 30°C y 
100 psig. 66 
Tabla 2.5 Entalpia de solución de CO2 en DEA. 68 
Tabla 2.6 Entalpia de solución de H2S en DEA. 68 
Tabla 2.7 Tamaño aproximado de equipo de transferencia de calor para una 
 planta endulzadora. 82 
Tabla 2.8 Potencia aproximada de accionadores eléctricos para una planta 
 endulzadora. 83 
Tabla 2.9 Tamaños aproximados de equipo de separación y filtración para 
una endulzadora. 84 
Tabla 3.1 Datos de salida Simulación sistema de endulzamiento. 
Caso 1-1 Pozo Cráter, Método con algoritmo y QMínimo al 1.25. 174 
Tabla 3.2 Comportamiento de la columna contactora 
(Ejemplo de un sistema que si converge). 
Caso 1-1 Pozo Cráter, Método con algoritmo y QMínimo al 1.25. 178 
 
ÍNDICE 
 
 
X 
Tabla 3.3 Comportamiento de la columna contactora (Ejemplo de un sistema 
que NO Converge). Caso 1-1 Pozo Cráter, Método Corto Gráfico. 179 
Tabla 3.4 Comportamiento de la columna contactora (Ejemplo de un sistema 
que NO Converge). Caso 1-3 Pozo Cráter, Método con Algoritmo QMínimo. 179 
Tabla 3.5 Datos de entrada Pozo Cráter. 180 
Tabla 3.6 Resultados Pozo Cráter. 181 
Tabla 3.7 Datos de entrada Akal-B. 182 
Tabla 3.8 Resultados Akal-B. 183 
Tabla 3.9 Datos de entrada Abkatun-A. 184 
Tabla 3.10 Resultados Abkatun-A. 185 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
 
1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Introducción 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
 
2 
Introducción 
 
En México, el gas natural para su transporte, almacenamiento y distribución debe cumplir 
con las especificaciones establecidas en la norma oficial Mexicana NOM-001-SECRE-
2010. 
El principal objetivo de esta norma es preservar la seguridad de las personas, el medio 
ambiente y las instalaciones donde se distribuya gas natural. Referente a la 
concentración de gases ácidos como el CO2 y el H2S, la norma permite un contenido de 
hasta 3 % en volumen de CO2 y una concentración máxima de 6 mg/m
3 de H2S. 
En México durante el año 2014, Petróleos Mexicanos tuvo una producción de gas 
amargo húmedo de 3,356.4 MMPCSD, este gas previo a su distribución ya sea para 
autoconsumo o comercialización se debe tratar para eliminar el contenido de H2S y CO2, 
ya que estos gases son los principales causantes de la corrosión en los equipos y 
sistemas de ductos de transporte de gas, además de que el H2S es un gas altamente 
tóxico. 
La eliminación de estos gases ácidos se puede llevar a cabo mediante un proceso de 
endulzamiento. 
Actualmente existen diferentes tecnologías para realizar el endulzamiento de gas 
amargo, en particular se analizará el sistema de endulzamiento con Aminas, por ser el 
que industrialmente es más adecuado para tratar grandes volúmenes de gas. Esto último 
debido a que es un proceso continuo donde las aminas se regeneran incrementando la 
temperatura de estas, mientras que otros procesos la regeneración es por lotes y 
requieren de una alta superficie de contacto como es el caso de los tamices moleculares 
o los lechos de sólidos. 
En el primer capítulo se habla sobre el origen del gas natural así como la importancia 
industrial y económica que este tiene a nivel mundial, también se hará una breve 
descripción de los procesos más comunes para realizar el endulzamiento de gas amargo. 
El segundo capítulo está enfocado en los criterios de diseño que deben tomarse en 
cuenta para especificar un sistema de endulzamiento utilizando aminas, el desarrollo 
matemático para optimizar el consumo de Amina en función de la composición del gas 
amargo con el apoyode gráficas y la aplicación de los datos calculados como datos de 
entrada a la simulación realizada en el Software PROII. 
Por último, en el tercer capítulo se muestran los resultados obtenidos para diferentes 
composiciones de gas amargo a diferentes condiciones de operación, de forma que se 
visualice la optimización del proceso de endulzamiento. 
 
 
 
 
 
3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
OBJETIVO 
 
 
4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Objetivo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
OBJETIVO 
 
 
5 
1.1. Objetivo. 
 
Elaborar una simulación en el software PROII para el proceso de endulzamiento de gas 
amargo usando DEA, utilizando como datos de entrada los flujos y concentraciones de 
solución de DEA calculados mediante un método y un algoritmo matemático. 
 
1.1.1. Objetivos específicos. 
 
Recopilar información bibliográfica del proceso de endulzamiento de gas amargo. 
 
Generar memorias de cálculo en Excel para determinar la relación de flujo de Amina 
(DEA) por cada MMPCSD de gas amargo en función del flujo de gas ácido contenido, 
mediante un método corto y un algoritmo de cálculo. 
 
Elaborar una simulación del proceso de endulzamiento de gas en el software PROII, 
utilizando como datos de entrada los resultados de la memoria de cálculo de Excel. 
 
1.1.2. Justificación. 
 
La información bibliográfica aunque es abundante en el tema de endulzamiento de gas, 
se encuentra de manera muy general. 
El proceso de la absorción de gases los gases ácidos H2S y CO2 por medio de aminas, 
corresponde a una reacción química con una estequiometria definida y no a un equilibrio 
termodinámico. 
Los métodos de cálculo son interactivos y con el apoyo de gráficos, adicionalmente existe 
poca literatura al respecto. 
Gran parte de la producción de gas natural en México, proviene de yacimientos de 
petróleo, donde el gas asociado al crudo contiene cantidades importantes de H2S y CO2. 
Para su uso como gas natural, este gas debe ser previamente tratado para remover casi 
en su totalidad los gases ácidos, ya que esto representa un problema en las instalaciones 
que lo manejan por ser altamente corrosivos, son tóxicos y la combustión del gas sin 
tratar es una fuente de contaminantes. 
En las últimas décadas el gas natural ha adquirido un valor relevante como fuente 
energética debido a lo siguiente: 
 Se considera una fuente de energía limpia con respecto a otros hidrocarburos. 
 La modernización de las termoeléctricas en México, ha hecho migrar el uso de 
calderas que usaban combustoleo para producir vapor que accionaban los 
turbogenadores eléctricos a el uso de ciclos combinados, donde en una primera 
etapa se genera electricidad en turbogeneradores de gas y mediante la 
recuperación del calor de los gases de combustión de las turbinas se genera 
vapor. Haciendo más eficientes las instalaciones de generación eléctrica. 
 El uso de gas natural en la industria privada, como fuente de generación de calor y 
 
OBJETIVO 
 
 
6 
energía eléctrica. 
 Prestigio a nivel internacional en foros económicos y ambientales por el uso de 
energías limpias en la industria. 
 Es una fuente energética condicionante para el desarrollo industrial y económico. 
 
Debido a ello es estratégica la implementación de sistemas de endulzamiento de gas 
asociado por medio de aminas, así como conocer la teoría y metodología de cálculo de 
dichas plantas 
Por medio de este trabajo se hará una recopilación de la teoría que respalda al proceso 
de endulzamiento de gas, su aplicación en la industria mediante un método de cálculo y 
la simulación del proceso mediante el Software PROII. 
 
 
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
7 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Importancia económica del gas natural 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
8 
1.2. Importancia económica del gas natural. 
 
“El gas natural es visto en la actualidad como una de las principales y más relevantes 
fuentes de energía, utilizadas por todo el planeta tanto para uso doméstico como para 
uso industrial o comercial. El gas natural es producido u obtenido de yacimientos por 
numerosos países entre los cuales encontramos a Estados Unidos, Rusia, Canadá, 
Inglaterra, México, Argentina, Venezuela, Australia, China, India, Alemania y Egipto entre 
los más importantes productores. Debido al tipo de vida actual, el gas natural es de una 
importancia inmensa ya que se vincula con un sinfín de actividades que necesitan de su 
presencia. 
Se considera que, en comparación con otras fuentes de energía como el petróleo o el 
carbón, el gas es un tipo de energía mucho menos dañina para el medio ambiente ya que 
no genera cantidades de dióxido de carbono semejantes a las que producen los dos tipos 
de energía mencionados. Además, el gas es también un recurso mucho más accesible 
en términos económicos que, por ejemplo, el petróleo y esto hace que su consumo 
pueda ser industrial (sectores que generan el mayor uso de gas) pero también 
doméstico.” (5) 
 
1.2.1. Demanda internacional de gas natural 
 
“El consumo mundial de gas natural promedió 328,280.8 millones de pies cúbicos 
(mmpcd) en 2014. La región de Europa y Euroasia se posicionó como la mayor 
consumidora, seguida de Norte América, Asia Pacífico, Medio Oriente, Centro y 
Sudamérica y, finalmente, la región de África. 
 
Figura 1.1 Consumo mundial de gas natural, 2014 
(Millones de pies cúbicos diarios) 
 
 
http://www.importancia.org/petroleo.php
http://www.importancia.org/medio-ambiente.php
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
9 
 
1.2.1.1. Producción internacional del gas natural 
 
“En cuanto a la producción de gas natural en 2014, ésta fue de 334,821.7 mmpcd. En 
2014. 
La región de Europa y Euroasia fue la mayor productora de gas. Le siguen la región de 
Norte América, Medio Oriente, Asia-Pacífico, África y finalmente Sudamérica.” 
 
 
Figura 1.2 Producción de gas natural, 2014 
(Millones de pies cúbicos diarios) 
 
 
 
 
1.2.1.2. Reservas probadas de gas natural 
 
“En 2014, las reservas probadas alcanzaron un volumen de 6,606.4 billones de pies 
cúbicos (bpc). El país con la mayor reserva probada fue Irán con un volumen de 1,201.4 
bpc; en segundo lugar se posicionó Rusia con una reserva de 1,152.8 bpc y en tercer 
lugar, Qatar con un volumen de 866.2 bpc. 
La región de Medio Oriente fue la que presentó el mayor volumen de reserva probadas 
con 2,818.6 bpc; con un volumen de 2,049.5 bpc, la región de Europa y Euroasia fue la 
segunda región con la mayor reserva probada. Le siguen las regiones de Asia-Pacífico 
posee 539 bpc; Norte América con 429.0 bpc, y la región de Sudamérica, con un 
volumen de reservas probadas de 270.6 bpc.” (5) 
 
 
 
 
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
10 
1.2.1.3. Comercialización internacional del gas natural 
 
“En 2014, el volumen de gas natural comercializado a nivel mundial fue de 96, 478.4 
mmpcd. De este volumen, 64,235.5 mmpcd fueron comercializados mediante ductos y 
32,242.9 mmpcd fueron en forma de Gas Natural Licuado (GNL). 
La región de Europa y Euroasia, fue la que realizó la mayor comercialización de gas a 
nivel mundial con un volumen de 52,964.9 mmpcd; le siguen la región de Asia-Pacífico 
que comercializó un total de 29,146.8 mmpcd; la región de Medio Oriente con un total de 
16,489.0 mmpcd; la región de Norte América comercializó un total de 12,471.2 mmpcd; la 
región de África comercializó 8,009.2 mmpcd; y, finalmente en la región de Sudamérica, 
el volumen destinado al comercio fue de 5,090.6 mmpcd.” (5) 
 
 
1.2.2. Mercado nacional de gas natural 
 
“Al cierre de 2014, la demanda total de combustibles fue de 16,829.3 millones de pies 
cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne), de ésta, la demanda de gas 
naturalalcanzó un volumen de 7,209.3 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) es decir 
el 42.8% del total, seguido por la gasolina con 3,738.3 mmpcdgne, diésel con 2,219.9 
mmpcdgne, carbón con 1,246.6 mmpcd, gas L.P. 1,099.0 mmpcdgne, combustóleo 912.6 
mmpcdgne y finalmente coque de petróleo con 403.7 mmpcdgne.“ (5) 
 
 
Figura 1.3 Demanda nacional de combustibles, 2014 
(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente) 
 
 
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
11 
1.2.2.1. Demanda de gas natural por sector 
 
“La demanda de gas natural fue de 7,209.3 mmpcd en 2014. El sector con mayor 
demanda de gas natural fue el sector eléctrico público con el 41.6% de participación, le 
siguen los sectores petrolero e industrial con 31.6% y 18.2% de participación 
respectivamente, los sectores que tuvieron menor participación fueron el sector eléctrico 
privado con 7.0%, el sector residencial con 1.2%, servicios con 0.4% y finalmente el 
sector del autotransporte cuya participación fue de apenas el 0.03%.” (5) 
 
Figura 1.4 Demanda nacional de gas natural por sector 
Gas Natural (Participación porcentual) 
7,209.3 
 
 
 
1.2.2.2. Producción de gas natural 
 
“En 2014, la producción de gas natural alcanzó un volumen de 6,531.9 mmpcd,. 
En cuanto a la producción por origen en 2014, el gas asociado representó el 73.8% de la 
producción nacional, alcanzando un volumen de 4,819.9 mmpcd. 
Por su parte, la producción de gas no asociado participó con el 26.2% de la producción 
total nacional, con un volumen de 1,712.0 mmpcd. 
En 2014, se procesó un total de 4,342.7 mmpcd, de este volumen 3,356.4 mmpcd 
corresponde a gas húmedo amargo y 986.3 mmpcd a gas húmedo dulce.” (5) 
 
 
 
 
IMPORTANCIA ECONÓMICA DEL GAS NATURAL 
 
 
12 
1.2.2.3. Comercio exterior de gas natural 
 
“En 2014, las importaciones de gas ascendieron a 2,861.1 mmpcd, de éstas, 2,004.8 
mmpcd se importaron mediante ducto provenientes de Estados Unidos de América y 
856.3 mmpcd fueron recibidos en las tres terminales de almacenamiento de Gas Natural 
Licuado. Las importaciones recibidas en estas terminales provienen principalmente de 
países como Perú, Trinidad y Tobago, Nigeria, Indonesia y Qatar. 
Del total de las importaciones, Pemex importó un volumen de 1,357.8 mmpcd. 
Asimismo, el sector eléctrico público importó un volumen de 1,134.9 mmpcd para la 
generación de electricidad. 
Finalmente las importaciones por empresas particulares tuvieron un volumen de 368.4 
mmpcd.” (5) 
 
 
 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
13 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Composiciones típicas de gas amargo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
14 
1.3. Características típicas del gas natural. 
 
El gas natural es un combustible que se encuentra en depósitos subterráneos de rocas 
porosas y es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano y otros más pesados. 
Este gas se puede clasificar como gas asociado que es el que se extrae en conjunto con 
el petróleo y el no asociado que se extrae de depósitos que no contienen petróleo. 
El gas natural es la tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón. 
Por su composición el gas natural se clasifica como gas húmedo, gas seco, gas amargo 
y gas dulce. 
El gas húmedo es aquel que se encuentra saturado con agua a las condiciones de 
operación de presión y temperatura, por lo que en caso de aumento de presión o 
disminución de la temperatura, el agua contenida en la fase gaseosa se condensara, 
formado agua libre. 
El gas seco es aquel al que se la ha removido el agua casi en su totalidad. En la región 
sur de EU y en México, se especifica como gas seco aquel que tiene un contenido de 7 
Lb de agua por cada mmpcs de gas natural. Al proceso mediante el cual se remueve el 
agua de saturación al gas se le conoce como Deshidratación. 
El gas amargo es el que contiene cantidades importantes de H2S y CO2. 
El gas dulce es aquel al que se le ha removido la mayoría de del H2S y el CO2. 
La composición del gas natural varía dependiendo del sitio donde se extraiga. 
Si es gas no asociado y existe contacto con filtraciones de agua en la formación rocosa 
donde se encuentra el gas alojado, el gas será Húmedo. Pero si no contiene H2S y la 
cantidad de CO2 es mínima, se le considerara como Gas Dulce Húmedo. Siendo el único 
problema, la remoción del agua. Esto debido a que durante el manejo del gas, es común 
regular la presión, generando un efecto de enfriamiento (efecto Joule-Thompson). Esto 
puede provocar que el agua de saturación condense y genere la formación de hidrato de 
gas, los cuales son pequeñas cantidades de hielo de agua y metano, que pueden llegar a 
taponar tomas de instrumentos, internos de válvulas e incluso tuberías. 
Si el gas es asociado y existe contacto con filtraciones de agua en la formación rocosa del 
yacimiento donde se encuentra alojado el petróleo y gas, el gas será húmedo y 
normalmente contendrá cantidades importantes H2S y CO2. A este gas se le considerara 
como Gas Amargo Húmedo. 
 
1.3.1. Características del gas amargo. 
 
El manejo del gas amargo húmedo representa una serie de problemas operacionales y 
económicos. 
Los ductos de transportación de gas amargo húmedo, tienden a presentar índices de 
corrosión elevados por la presencia de gases ácidos. 
Los gases CO2 y H2S en combinación con el agua son la principal causa de corrosión en 
la producción de gas. 
La forma predominante de corrosión encontrada en los campos de producción es la 
causada por el CO2, el porcentaje aproximado es del 60%. El CO2 en presencia de agua 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
15 
libre forma ácido carbónico H2CO3, que reacciona con el Fe para dar carbonato de fierro 
Fe2CO3 que debido a su baja solubilidad se deposita sobre la superficie del acero, 
formando una película sobre el material de la tubería. 
El Fe también reacciona con el carbono para formar cementita (Fe3C) que forma parte de 
la película que se deposita sobre el acero, debido a que la cementita es catódica con 
respecto a la Ferrita en presencia de CO2, esta última tiende a corroerse. Adicionalmente 
el CO2 presenta el problema de disminuir la capacidad calorífica del gas natural, lo cual 
disminuye su valor comercial. 
La corrosión del acero por la presencia de H2S en soluciones neutras y ácidas forma una 
película de sulfuro en la superficie del material. 
El producto de la corrosión del acero con H2S es el sulfuro de hierro (FeS), este durante 
su formación tiende a ubicarse preferentemente en las regiones perliticas y la corrosión a 
máximo deterioro se presenta en la zona ferritica. 
La presencia de depósitos de FeS representan un riesgo potencial de incendio, ya que 
este compuesto puede auto-incendiarse si es expuesta al aire, lo cual puede ocurrir en 
caso de necesitar mantenimiento los ductos o equipos. 
Por otro lado el H2S al ser un gas venenoso representa riesgos a la salud para las 
personas, tanto en la operación y mantenimiento de los gasoductos, como en caso de 
fugas. También hay que tomar en cuenta que la combustión de gas que contiene H2S 
dará como producto SO2, que al oxidarse a SO3 representa un grave problema de 
contaminación, ya que al hidrolizarse con el agua de lluvia forma H2SO4, dando lugar a la 
lluvia acida. De aquí la importancia de la remoción de H2S y CO2 del gas amargo por 
medio del proceso de endulzamiento del gas. 
 
 
1.3.2. Toxicidad del Sulfuro de Hidrogeno (Ácido Sulfhídrico). 
 
El Sulfuro de Hidrogeno es un gas incoloro flamable con un olor desagradable (similar a 
huevos podridos), es extremadamente venenoso, esencialmente es tan mortal como el 
Cianuro de Hidrogeno. Desafortunadamente, el sentido del olfato del ser humano puede 
adaptarse rápidamente al olor del H2S, por lo que en caso de un incremento en la 
concentración de este contaminante en el airepuede pasar desapercibido. Una alta 
concentración de H2S resulta en un rápido envenenamiento y muerte. Las tablas 1.1 y 1.2 
muestran las concentraciones y periodos de exposición al H2S 
 
Tabla 1.1. Periodos de exposición al H2S. 
(1) 
 
Partes por millón de H2S en Aire Periodo de exposición. 
10 Concentración máxima permisible para una 
exposición prolongada. 
70-150 Síntomas Ligeros después de exposición de 
varias horas. 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
16 
 
Tabla 1.1. Periodos de exposición al H2S, continuación. 
 
Partes por millón de H2S en Aire Periodo de exposición. 
170-300 Máxima concentración que puede ser inhalada 
por periodo de una hora sin consecuencias 
serias. 
400-500 Peligroso después de una exposición de 30 
minutos a una hora. 
600-800 Fatal en exposiciones de 30 minutos ó menos. 
 
 
Tabla 1.2. Toxicidad del H2S en humanos. 
(1) 
 
CONCENTRACIÓN TIEMPO DE EXPOSICIÓN 
H2S % 
(ppm) 
0-2 minutos 2-15 minutos 15-30 minutos 30 minutos -1 
hora 
1-4 horas 4-8 horas 8-48 horas 
0.005 (50) 
0.010 (100) 
 Conjuntivitis 
ligera, 
irritación del 
tracto 
respiratorio 
 
0.010 (100) 
0.015 (150) 
 Tos, irritación 
de ojos, 
pérdida del 
sentido del 
olfato. 
Molestias 
respiratorias, 
ojos rojos, 
somnolencia. 
Irritación de 
garganta. 
Secreción 
excesiva de 
saliva y 
mucosidad, 
ojos muy 
rojos, Tos. 
Incremento de 
los síntomas.* 
Hemorragia y 
muerte.* 
0.015 (150) 
0.020 (200) 
 Pérdida del 
sentido del 
olfato. 
Irritación de 
ojos y 
garganta 
Irritación de 
ojos y 
garganta 
Dificultad para 
respirar, 
visión 
borrosa, 
molestia a la 
luz. 
Serios 
problemas de 
irritación. 
Hemorragia y 
muerte.* 
0.025 (250) 
0.035 (350) 
irritación de 
ojos, pérdida 
del sentido del 
olfato. 
Irritación de 
ojos. 
Ardor de ojos 
y lagrimeo, 
cansancio. 
Molestia a la 
Luz, flujo 
nasal, ojos 
rojos, 
dificultad para 
respirar 
Hemorragia y 
muerte.* 
 
0.035 (350) 
0.045 (450) 
 Irritación de 
ojos, pérdida 
del sentido del 
olfato. 
Dificultad para 
respirar, tos, 
irritación de 
ojos. 
Incremento en 
la irritación de 
ojos y tracto 
nasal, perdida 
de la 
memoria, 
cansancio, 
molestia a la 
luz. 
Vértigo, 
debilidad, 
incremento de 
la irritación, 
muerte. 
Muerte* 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
17 
 
Tabla 1.2 Toxicidad del H2S en humanos, continuación. 
 
CONCENTRACIÓN TIEMPO DE EXPOSICIÓN 
H2S % 
(ppm) 
0-2 minutos 2-15 minutos 15-30 minutos 30 minutos -1 
hora 
1-4 horas 4-8 horas 8-48 horas 
0.050 (500) 
0.060 (600) 
Tos, colapso 
e 
inconciencia. 
Problemas 
respiratorios, 
irritación de 
ojos, colapso. 
Seria irritación 
de los ojos. 
Palpitaciones 
del corazón, 
en pocos 
casos la 
muerte.* 
Ojos muy 
rojos y 
coloración 
roja de la 
cara, vértigo, 
temblor de las 
extremidades, 
gran debilidad 
y muerte* 
 
0.060 (600) 
0.070 (700) 
0.080 (800) 
0.100 (1000) 
0.150 (1500) 
Colapso*, 
inconciencia, 
muerte*. 
Colapso*, 
inconciencia, 
muerte*. 
 
*Datos obtenidos en experimentos con perros por tener una susceptibilidad similar a los humanos. 
 
Como se puede apreciar, una relativa baja concentración de H2S es mortal, por lo que 
hay que extremar precauciones en la operación en caso de tener fugas, derrames o 
venteos. 
 
En los centros de trabajo donde se trabaja con gas amargo se colocan detectores de H2S 
que alarman al personal, dichos detectores cumplen con un rango de operación de entre 
0 a 100 ppm, alarmando a alta concentración de H2S a 10 ppm y a muy alta 
concentración a 40 ppm. 
 
Los siguientes son los límites de exposición para el personal en presencia de H2S de 
acuerdo a la OSHA y la ACGIH: 
 
(OSHA) PEL\TWA: 20 ppm 
 
(ACGIH) STEL: 5ppm/15 min 
 
(OSHA) IDLH: 100 ppm/30 min 
 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
18 
1.3.3. Composiciones típicas de gas amargo. 
 
A continuación se muestran diferentes composiciones de gas amargo asociado, de 
pozos marinos y terrestres que se producen en México. 
 
Estas composiciones serán utilizadas para realizar la simulación de endulzamiento de 
gas. 
 
Tabla 1.3. Análisis composicional del gas de separador, Pozo Cráter 1 (Pozo 
terrestre) 
 
Análisis Composicional Gas de Separador-Pozo CRÁTER 1/CRETACICO MEDIO 
(Muestra 1.05; Cilindro 990A2082 / Marzo 14, 2007 / Presión Sep: 815 psia / Tempertura Sep: 31.89°C) 
 
Componente PM 
(gr/mol) 
Gas Separado 
% peso % mol 
Nitrógeno 28.01 0.409 0.291 
Dióxido de Carbono 44.01 6.419 2.906 
Sulfuro de Hidrógeno 34.08 0.208 0.121 
Metano 16.04 67.224 83.478 
Etano 30.07 12.406 8.219 
Propano 44.10 6.444 2.911 
I-Butano 58.12 1.417 0.486 
N-Butano 58.12 2.428 0.832 
I-Pentano 72.15 0.781 0.216 
N-Pentano 72.15 0.873 0.241 
N-Hexano 86.18 0.715 0.165 
M-C-Pentano 84.16 0.050 0.012 
Benceno 78.11 0.045 0.011 
Ciclo Hexano 84.16 0.054 0.013 
N-Heptano 100.2 0.206 0.041 
M-C-Hexano 98.19 0.002 0.000 
Tolueno 92.14 0.076 0.017 
N-Octano 114.23 0.122 0.021 
E-Benceno 106.17 0.003 0.001 
M/P-Xileno 106.17 0.000 0.000 
O-Xileno 106.17 0.002 0.000 
N-Nonano 128.26 0.082 0.013 
C10H22 134.0 0.026 0.004 
C11H24 147.0 0.009 0.001 
Total 100.00 100.00 
 
 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
19 
 
 
Tabla 1.4. Análisis composicional del gas de amargo de la plataforma marina Akal-
B. 
 
Tabla A 
Condiciones de operación del ducto submarino 
 
Rango de Presión, kg/cm2 man 100-120 
Rango de Temperatura, °C 20-45 
Gasto de inyección, MMPCSD 200-300 
 
 
Tabla B 
Composición promedio del gas amargo 
 
Componente % mol PM °API 
Nitrógeno 55.3534 
Dióxido de Carbono 0.3634 
Sulfuro de Hidrógeno 0.2949 
Metano 32.999 
Etano 6.7844 
Propano 1.7486 
I-Butano 0.2584 
N-Butano 0.6917 
I-Pentano 0.3617 
N-Pentano 0.4046 
N-Hexano 0.3603 
Heptanos 0.1536 99 66.3 
Octanos 0.0732 110 59.1 
Nonanos 0.0078 125 53.6 
Decanos 0.0008 138 47.2 
H2O 0.1441 18 10.1 
Total 100.000 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
COMPOSICIONES TÍPICAS DE GAS AMARGO 
 
20 
 
 
 Tabla 1.5. Análisis composicional del gas de amargo de la plataforma marina 
Abkatun-A. 
 
 
Composición del gas amargo deshidratado 
 
Componente % mol T eb (°C) PM °API 
Nitrógeno 1.742 
Dióxido de Carbono 3.176 
Sulfuro de Hidrógeno 4.660 
Metano 72.609 
Etano 9.024 
Propano 4.487 
I-Butano 0.743 
N-Butano 1.638 
I-Pentano 0.460 
N-Pentano 0.547 
M-C-Pentano 0.045 
Ciclo Hexano 0.031 
M-C-Hexano 0.031 
Benceno 0.018 
Tolueno 0.012 
E-Benceno 0.002 
P-Xileno 0.001 
Corte-01 0.443 66.45 85.3 70.18 
Corte-02 0.200 86.81 93.62 64.06 
Corte-03 0.087 118.81 106.35 55.69 
Corte-04 0.031 149.95 124.81 50.13 
Corte-05 0.004 180.63 143.21 45.43 
Total 100.000 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESPECIFICACIONES TÍPICAS DE GAS COMBUSTIBLE 
 
21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Especificaciones típicas de gas 
combustible 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESPECIFICACIONES TÍPICAS DE GAS COMBUSTIBLE 
 
22 
 
1.4. Composiciones típicas de gas combustible 
 
El gas dulce es aquel al que se le ha removido la mayoría de del H2S y el CO2, la 
eliminación de estos compuestos se realiza por medio de solventes químicos o 
adsorbentes. A este proceso se le conoce como endulzamiento de gas. 
La especificación típica para el gas dulce producido mediante endulzamiento es de 4 
PPM de H2S y trazas de CO2. 
En México, el gas natural debe cumplir las especificaciones establecidas en la norma 
oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010. El principal objetivo de esta norma es asegurar 
la integridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones que se encuentren 
en contacto con el gas natural. Esta norma permite un contenido de hasta 3 % en 
volumen de CO2 y una concentración máxima de 6 mg/m
3 de H2S. 
 
Tabla 1.6. Especificacionesde gas natural según la NOM-001-SECRE-2010 (3) 
Propiedades Unidades Zona Sur Resto del 
país 
Metano (CH4)-Min. % Vol. 83.00 84.00 
Oxígeno (O2)-Max. % Vol. 0.20 0.20 
Bióxido de Carbono (CO2)-
Max. 
% Vol. 3.00 3.00 
Nitrógeno (N2)-Max. % Vol. 6.00 4.00 
Nitrógeno. Variación máxima 
diaria 
% Vol. ± 1.5 ± 1.5 
Total de inertes (CO2 y N2)-
Max. 
% Vol. 6.00 4.00 
Etano-Max. % Vol. 11.00 11.00 
Temperatura de rocío de 
hidrocarburos-Max. 
K (°C) 271.15 (-2) 271.15 (-2) 
Humedad (H2O)-Max. mg/m3 110.00 110.00 
Poder calorífico superior-Min. MJ/m3 36.80 37.30 
Poder calorífico superior-Max. MJ/m3 43.60 43.60 
Índice Wobbe-Min. MJ/m3 47.30 48.20 
Índice Wobbe-Max. MJ/m3 53.20 53.20 
Índice Wobbe-Variación 
máxima diaria 
% ± 5 ± 5 
Ácido sulfhídrico (H2S)-Max. mg/m3 6.00 6.00 
Azufre total (S)-Max mg/m3 150.00 150.00 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESPECIFICACIONES TÍPICAS DE GAS COMBUSTIBLE 
 
23 
Pemex Exploración y Producción genera gas dulce mediante el proceso de Aminas, parte 
de ese gas es utilizado para autoconsumo. A continuación se muestran diferentes 
composiciones de gas dulce que es usado como gas combustible o como gas de bombeo 
neumático. 
 
Tabla 1.7. Análisis composicional del gas de Bombeo Neumático suministrado a la 
plataforma marina Akal-L 
 
Plataforma: AKAL-L Punto de muestreo: Llegada de BN a Akal-C8 
Presión: 67.00 kg/cm2 Temperatura: 31.6 °C 
Fecha de muestreo: 07-Sep-12 Hora de muestreo: 04:21 p.m. 
Fecha de análisis: 11-Sep-12 
 
Componentes % mol 
Nitrógeno 7.99 
Dióxido de Carbono 0.52 
Sulfuro de Hidrógeno 0.00 
Metano 76.61 
Etano 10.18 
Propano 2.66 
I-Butano 0.31 
N-Butano 0.91 
I-Pentano 0.25 
N-Pentano 0.33 
N-Hexano + pesados 0.26 
Total 100.00 
 
 
Tabla 1.8. Análisis composicional del gas de combustible suministrado al centro de 
operaciones Abkatun-N1. Muestra Enero 2008 
 
Componentes % mol 
Nitrógeno 0.9979 
Dióxido de Carbono 0.0273 
Sulfuro de Hidrógeno 0.0023 
Metano 74.316 
Etano 13.6265 
Propano 6.5718 
I-Butano 0.9936 
N-Butano 2.1226 
I-Pentano 0.4804 
N-Pentano 0.4925 
N-Hexano + pesados 0.3691 
Total 100.00 
 
 
ESPECIFICACIONES TÍPICAS DE GAS COMBUSTIBLE 
 
24 
Tabla 1.9. Análisis composicional del gas de combustible suministrado al campo 
Ek-Balam. 
 
Condiciones de operación Gasoducto de Bombeo Neumático. 
 
Rango de presión (kg/cm2) 115-125 
Rango de Temperatura (°C) 40-50 
Gasto de transporte (MMPCSD) 35-60 
 
Componentes % mol 
Nitrógeno 5.22 
Dióxido de Carbono 0.05 
Sulfuro de Hidrógeno 0.00 
Metano 81.67 
Etano 10.19 
Propano 2.28 
I-Butano 0.15 
N-Butano 0.29 
I-Pentano 0.06 
N-Pentano 0.07 
N-Hexano + pesados 0.02 
Total 100.00 
 
Tabla 1.10. Análisis composicional del gas de combustible suministrado a la 
plataforma marina Lum-A. 
 
Descripción de la muestra: PP-KL-A, LIN-156AKAL-L 
No. Mustra / No. Cilindro 09124-036 / Z943 
Condiciones de Muestreo: 1036 PSI @ 34°C 
Fecha de análisis: 10-Jun-09, 18:14 hrs. 
 
Componentes % mol 
Nitrógeno 4.98 
Dióxido de Carbono 0.06 
Sulfuro de Hidrógeno 0.00 
Metano 85.84 
Etano 8.29 
Propano 0.63 
I-Butano 0.05 
N-Butano 0.04 
I-Pentano 0.01 
N-Pentano 0.01 
N-Hexano + pesados 0.09 
Total 100.00 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
25 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Teoría del endulzamiento de gas 
amargo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
26 
 
1.5. Procesos de endulzamiento de gas. 
 
Numerosos procesos se han desarrollado para el endulzamiento de gas basados en una 
variedad de principios físicos y químicos. Estos procesos pueden ser categorizados por 
los principios usados en el proceso para separar el gas ácido y el gas natural. 
 
1.5.1. Absorción por lecho de sólidos. 
 
Un lecho mezclado de partículas sólidas puede ser usado para remover gases ácidos por 
medio de reacciones químicas o intercambio iónico. Típicamente, en procesos de 
absorción en lecho de sólidos, la corriente de gas debe fluir a través del lecho mezclado 
de partículas sólidas que remueven los gases ácidos y los mantienen en el lecho. 
Cuando el lecho está saturado con los gases ácidos, el recipiente debe salir de 
operación, ya sea para regenerar el lecho de solidos o para removerla e instalar un 
nuevo lecho. Debido a esto la configuración de los equipos debe considerar esta filosofía 
de operación. Los tres procesos más comunes usados en lechos de sólidos son el 
proceso de óxido de fierro, el proceso de óxido de zinc y el proceso de tamiz molecular. 
(1) 
 
1.5.1.1. Esponja de Fierro. 
 
El proceso de esponja de Hierro usa la reacción química del Fe2O3 con H2S para 
endulzar la corriente de gas. Este proceso es aplicado para gases con bajas 
concentraciones de H2S (300 ppm) operando a baja ó moderada presión (50-500 psig) el 
bióxido de carbono no es removido usando este proceso. 
 
La reacción del H2S con el óxido de fierro produce agua y sulfuro de fierro. 
 
2Fe2O3 + 6H2S ---> 2Fe2S3 + 6H2O………….(1) 
 
La reacción requiere la presencia de agua ligeramente alcalina y una temperatura baja 
110°F (43.3 °C). Si el gas no contiene suficiente vapor de agua, puede ser necesario 
inyectar agua a la corriente de gas. Adicionalmente la alcalinidad del lecho debe ser 
verificada diariamente. Un nivel de pH de 8-10 deberá ser mantenido por medio de la 
inyección de una solución de sosa caustica con agua. 
El óxido de fierro se impregna en astillas de sólidos, los cuales producen un lecho de 
sólidos con una gran área superficial de óxido de fierro. Varios grados de astillas de 
sólidos tratadas son disponibles, basadas en el contenido de Oxido de Fierro. Los grados 
más comunes son 6.5, 9.0, 15.0-, y 20lb Óxido de Fierro/bushel. Las astillas son 
contenidas en un recipiente, y el gas amargo fluye a través de la lecho y reacciona con el 
Óxido de Fierro. 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
27 
El Sulfuro Férrico puede ser oxidado con aire para producir Azufre y regenerar el Óxido 
Férrico. La reacción para la regeneración del Óxido Férrico es la siguiente: 
 
2Fe2S3 + 3O2 ---> 2Fe2O3 + 6S……….. (2) 
 
S2 + 2O2 ---> 2SO2 ……………………… (3) 
 
El paso de regeneración debe llevarse a cabo con gran cuidado debido a que la reacción 
con Oxigeno es exotérmica (esto es, que se libera calor). El aire debe ser alimentado 
lentamente de tal forma que el calor de reacción pueda ser disipado. Si el aire es 
alimentado rápidamente, el calor de reacción puede encender el lecho. 
 
Algo del Azufre elemental producido en el paso de regeneración permanece en el lecho. 
Después de varios ciclos este Azufre será una torta por encima del Óxido Férrico, 
disminuyendo la reactividad de la lecho. Típicamente, después de 10 ciclos el lecho debe 
ser removido del recipiente y reemplazado con un lecho nuevo. 
 
En algunos diseños la esponja de Fierro puede ser operada con una regeneración 
continúa por inyección de una cantidad pequeña de aire en la alimentación de gas 
amargo. El aire regenera el Sulfuro Férrico mientras el H2S está siendo eliminado por 
Óxido Férrico. Este proceso no es tan efectivo para regenerar el lecho como el proceso 
por lotes. Se requiere una corriente de aire a una presión más alta, y si no es controlada 
apropiadamente puede crear una mezcla explosiva de aire y gas. 
 
Hidrocarburos líquidos en el gas tienden a cubrir el medio de esponja de Fierro, 
inhibiendo las reacciones. El uso de un lavador de gas o un filtro separador, diseñado 
adecuadamente, corriente arriba de la unidad de esponja de Fierro minimizará la 
cantidad de líquidos que se condensen en el lecho. Algunas veces el proceso puede ser 
arreglado de tal forma que el lavador opera a una temperatura más baja o a una presión 
más alta que la unidad de esponja de Fierro, así no hay posibilidad de condensación de 
hidrocarburos líquidos en la unidad de esponja de Fierro. 
 
Debido a la dificultad de controlar elpaso de regeneración, el recubrimiento eventual del 
lecho con Azufre elemental, el bajo costo del material de la esponja de Fierro, y la 
posibilidad de hidrocarburos líquidos recubriendo el lecho, las unidades de esponja de 
Fierro son normalmente operadas en el modo de lotes. El lecho agotado es removido de 
la unidad y transportado a un sitio de disposición. Se sustituye con un lecho nuevo y la 
unidad se vuelve a poner en servicio. El lecho agotado reaccionará con el oxígeno del 
aire como se muestra en las ecuaciones (2) y (3) a menos que se mantenga húmedo. En 
áreas donde las unidades de esponja son instaladas, existen compañías de servicio que 
pueden reemplazar los lechos de esponja y disponer adecuadamente de los 
desperdicios. (2) 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
28 
 
 
1.5.1.2. Óxido de Zinc. 
 
El proceso de Óxido de Zinc es similar al proceso de esponja de Fierro. Se usa un lecho 
sólido de Óxido de Zinc granular para reaccionar con el H2S para formar agua y Sulfuro 
de Zinc: 
 
ZnO + H2S ---> ZnS + H2O ……………………… (4) 
 
 
La velocidad de la reacción es controlada por la difusión del proceso, como el ion Sulfuro 
debe primero difundir a la superficie del Óxido de Zinc para reaccionar. Alta temperatura 
(>250˚F) incrementa la velocidad de difusión y es normalmente usada para promover la 
velocidad de reacción. 
El Óxido de Zinc esta usualmente contenidos en lechos delgados y largos para disminuir 
las posibilidades de canalización. La caída de presión a través de los lechos es baja. La 
vida del lecho está en función del contenido de gas H2S y puede variar desde 6 meses a 
un exceso de 10 años. El catalizador agotado es descargado por flujo a gravedad y 
contiene arriba de 20%peso de Sulfuro. 
El uso de este proceso se ha visto disminuido debido al incremento de problemas para la 
disposición del catalizador agotado, el cual es clasificado como una sal de metal 
pesado.(1) 
 
1.5.1.3. Tamices moleculares. 
 
El proceso de tamiz molecular usa Zeolita cristalina sólida fabricada sintéticamente en un 
lecho seco para remover impurezas del gas. La estructura cristalina de los sólidos 
proporciona un material sólido muy poroso con todos los poros exactamente del mismo 
tamaño. Dentro de los poros la estructura del cristal crea un gran número de cargas 
polares localizadas llamados sitios activos. Las moléculas polares del gas, tal como el 
H2S y el agua, que entre los poros forma enlaces iónicos débiles en los sitios activos. 
Moléculas no polares como hidrocarburos de parafina no se adhieren a los sitios activos. 
Además, las unidades de tamiz molecular “deshidrataran” el gas (remueve el vapor de 
agua) así como también lo endulza. 
 
Los Tamices moleculares son disponibles en una amplia variedad de tamaños de poros. 
Un tamiz molecular debe ser seleccionado con un tamaño de poro que admitirá H2S y 
agua mientras previene que hidrocarburos pesados y compuestos aromáticos entren por 
los poros. Sin embargo, moléculas de dióxido de carbono son alrededor del mismo 
tamaño que las moléculas del H2S y eso presenta problemas. Aunque el CO2 es no-polar 
y no se adhiere a los sitios activos, el CO2 entrará por los poros. Cantidades pequeñas de 
CO2 serán atrapadas en los poros. De esta forma pequeñas cantidades de CO2 son 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
29 
removidas. Más importante, el CO2 obstruirá el acceso de H2S y agua a sitios activos y 
disminuirá la efectividad de los poros. Los lechos deben ser dimensionados para remover 
toda el agua y para proveer interferencia de otras moléculas de tal forma que se remueva 
todo el H2S. 
 
El proceso de absorción usualmente ocurre a presión moderada. El enlace iónico tiende 
a alcanzar un óptimo comportamiento cerca de los 450 psig, pero el proceso puede ser 
usado para un rango amplio de presiones. El lecho de tamiz molecular es regenerado por 
una corriente de gas dulce que pase a través del lecho. Temperaturas de regeneración 
típicas están en el rango de 300-400˚F. 
 
Los Lechos de tamiz molecular no sufren degradación química y pueden ser regenerados 
indefinidamente. Se debe tener cuidado para minimizar daños mecánicos a los cristales 
solidos porque de esta forma se disminuye la efectividad del lecho. Las principales 
causas de daño mecánico son por cambios súbitos de presión y/o temperatura cuando 
cambia el ciclo de absorción a regeneración. 
 
El Tamiz molecular para tratamiento de gas ácido esta generalmente limitado a pequeñas 
corrientes de gas que operan a presión moderada. Debido a estas limitaciones de 
operación, las unidades de tamiz molecular se han visto limitadas en su uso para 
operaciones de endulzamiento de gas. Estas son generalmente usadas para aplicaciones 
de pulido siguiendo uno de los otros procesos y para deshidratación de corrientes de gas 
dulce donde muy bajas concentraciones de vapor de agua son requeridas. (2) 
 
1.5.2. Adsorción por solventes químicos. 
 
Las alcanolaminas son generalmente más aceptadas y usadas de entre varios solventes 
disponibles para la remoción de H2S y CO2 del gas natural en refinerías. En general, las 
aminas (en solución acuosa) no pueden remover cantidades significativas de 
mercaptanos del gas. Algunas aminas pueden remover cantidades significativas de COS 
especialmente cuando operan por arriba de 50°C. La concentración de las soluciones de 
amina y su carga es generalmente limitada por la corrosión anticipada y el equilibrio 
químico de esta. 
La tabla 1.11 muestra las concentraciones comercialmente usadas para los diferentes 
tipos de aminas 
Tabla 1.11 Concentración molar de aminas (1) 
 
 % Peso 
G.E de la 
solución 
@ 15°C 
P.M., 
kg/kgmol 
(lb/lbmol) 
Kg 
Amina/m
3
 
solución 
Kgmol 
Amina/m
3 
solución 
lb Amina/US gal 
solución 
Lbmol 
Amina/100 US 
gal solución 
MEA 15 1.008 61.08 151.2 2.48 1.26 2.06 
DEA 35 1.044 105.14 366 3.48 3.05 2.90 
DGA 60 1.062 105.14 652 6.20 5.43 5.16 
MDEA 50 1.048 0.131 524 4.40 4.37 3.67 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
30 
 
Las alcanolaminas pueden ser categorizadas como primarias, secundarias o terciarias de 
acuerdo al número de grupos orgánicos enlazados con el átomo central de nitrógeno. 
Las aminas primarias son bases más fuertes que las aminas secundarias y a su vez estas 
últimas más fuertes que las aminas terciarias. Las aminas con propiedades de bases 
fuertes pueden ser más reactivas con el CO2 y el H2S y forman enlaces químicos más 
fuertes. 
 
1.5.2.1. Tipos de alcanolaminas. 
 
Las alcanolaminas se han usado desde 1930 en el endulzamiento de gas natural. Debido 
a su alta reactividad, disponibilidad y bajo costo, la monoetanolamina, dietanolamina y 
metildietanolamina se han usado preferentemente en la industria del endulzamiento de 
gas. 
Las alcanolaminas usualmente consideradas en refinerías para el endulzamiento de gas 
natural incluyen la Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Diglicolamina (DGA), 
Diisopropanolamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Trietanolamina (TEA) es 
raramente usada. Todos estos materiales pueden ser clasificados como reactivos 
químicos, siendo esto la causa de su popularidad en el uso de endulzamiento de gas. 
Para el tratamiento de un mismo gas ácido las distintas etanolaminas se comportaran de 
manera diferente en la reacción química. 
En el pasado la MEA fue la amina más ampliamente usada. La DEA vino a sustituir a la 
MEA, debido a que la DEA es más resistente a la degradación por COS, esto ocurrió 
entre las décadas de los 50´s y los 60´s, particularmente en el tratamiento de gas natural 
en las plantas de Canadá. Las plantas de DEA usualmente se construyen con 25 platos, 
en comparación con los 20 platos que se usaban en las plantas de MEA, ya que esta 
última es más reactiva. La MDEA es la alcanoamina que ha tenido buena aceptación 
después de la DEA. Esto debido a que es menos reactivaque la MEA y la DEA, 
generando beneficios en la eficiencia de energía y resistencia a la degradación. 
Los prefijos “mono”, “di” y “tri” se refieren al grado de sustitución de radicales en el 
nitrógeno de la amina. Las estructuras de la monoetanolamina (MEA), dietanolamina 
(DEA) y trietanolamina (TEA) son las siguientes: 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
31 
 
 
 
 
 
El grupo OH es la parte de la estructura que causa que sean “olaminas” y no simplemente 
aminas ó alquilaminas, ya que estas dos últimas resultan ser más volátiles (ver tabla 
1.12). El nitrógeno presente es conocido como “amino nitrógeno”. El estudio de la 
estructura muestra que el primer miembro de la serie de aminas homologas es el 
amoniaco (NH3). El amoniaco puede ser usado para la remoción de gas acido de las 
corrientes de gas amargo, pero su volatilidad y otros problemas causan dificultades en la 
operación. 
Tabla 1.12 Diferencias entre la alquilaminas y alcanolaminas (1) 
 
Amina Punto de ebullición. 
°C 
Formula química Peso 
molecular 
Monoetilamina 16.6 C2H5NH2 45.09 
Monoetanolamina 
MEA 
170.5 HOC2H4NH2 61.08 
Dietilamina 55.5 (C2H5)2NH 73.14 
Dietanolamina, DEA. 269 (HOC2H4)2NH 105.14 
Dimetiletanolamina 
DMEA 
134 (CH3)2NC2H4OH 89.14 
 
 
Las etanolaminas son claras, líquidos descoloridos con olor ligeramente acre. Todas 
excepto la trietanolamina son consideradas como químicamente estables debido a que 
pueden calentarse hasta su punto de ebullición sin descomponerse. La trietanolamina se 
descompone por debajo de su punto normal de ebullición de 360°C. 
Las propiedades físicas de las principales etanolaminas se muestran en la Tabla 1.13 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
32 
 
Tabla 1.13 Propiedades físicas de las etanolaminas (1) 
 
 Monoetanolamina Dietanolamina Trietanolamina Diglicolamina 
Diisopropanol
amina 
Metildietanolami
na 
Formula HOC2H4NH2 (HOC2H4)2NH (HOC2H4)3N H(OC2H4)2NH2 (HOC3H6)2NH (HOC2H4)2NCH3 
Peso 
Molecular 
61.08 105.14 148.19 105.14 133.19 119.17 
Punto de 
ebullición @ 
760 mmHg, 
°C 
170.5 269 
360 (Con 
descomposición) 
221 248.7 247.2 
Punto de 
congelación 
°C 
10.5 28 22.4 -12.5 42 -21 
Constantes 
Críticas: 
 
Presión Psia 868 474.7 355 547.11 546.8 562.3 
Temp. °C 350 442 514.3 402.6 399 322 
Densidad @ 
20°C gr/cc 
1.018 1.095 1.124 1.058 0.999 1.0426 
Calor 
Especifico @ 
15.6°C, 
Kj/(kg°K) 
2.55 2.51 2.9 2.39 2.9 --- 
 
Conductividad 
térmica @ 
20°C 
0.277 0.238 --- 0.227 --- --- 
Calor de 
vaporización 
BTU/lb @ 760 
mmHg 
355 288 230 219.14 185 223 
Calor de 
reacción kJ/kg 
de gas ácido. 
 
H2S --- --- 931 1568 --- --- 
CO2 --- --- 1466 1977 --- --- 
Viscosidad cp 
@ 20 °C 
24.1 350 1013 40 870 101 
Índice de 
Refracción, nD 
@ 20°C 
1.4539 1.4776 1.4852 1.4598 1.4542 1.4685 
Temperatura 
de 
inflamación, 
COC, °C 
93.3 137.7 185 126.6 123.8 --- 
Presión de 
vapor @ 
37.8°C en 
mmHg 
1.05 0.058 0.0063 0.160 0.010 0.0061 
Constantes 
de la 
ecuación de 
Antoine. 
 
A 8.02401 8.12303 9.6586 8.6211 9.8698 16.23 
B 1921.6 2315.46 4055.05 2721.1 3600.3 7456.8 
C 203.3 173.3 237.67 249.54 265.54 311.71 
 
 
Como se puede apreciar, la presión de vapor de la Monoetanolamina es varias veces más 
alta que la del resto de la etanolaminas, lo cual hace que la pérdida de Monoetanolamina 
por arrastre en las torres contactoras sea mayor. 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
33 
 
 
1.5.2.1.1. Monoetanolamina (MEA) 
 
La MEA es una amina primaria y es la base más fuerte de las diferentes aminas y por ello 
es que reacciona más rápidamente con los gases ácidos. La MEA puede remover el H2S 
y el CO2, ambos a niveles muy bajos y generalmente es considerada como no selectiva 
entre estos dos gases ácidos. Como su peso molecular es el menor del común de las 
aminas, teóricamente tiene mayor capacidad de carga de gas acido por unidad base de 
peso o volumen. Generalmente esto permite que una menor circulación de solución de 
MEA remueva la misma cantidad de gases ácidos comparado con otras soluciones de 
otras Aminas. 
 
La reacción de la MEA con el CO2 y el H2S es la siguiente: 
 
2(RNH2) + H2S 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
(RNH3)2S………(5) 
 
 
 
(RNH3)2S + H2S 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
 2(RNH3)HS…(6) 
 
 
 
2(RNH2) + CO2 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
RNHCOONH3R……(7) 
 
 
La MEA también reacciona de forma irreversible con el Carbonil sulfuro (COS) y el 
Disulfuro de Carbono (CS2) para formar sales estables a altas temperaturas, por lo que 
MEA involucrada en esta reacción no puede ser regenerada. Esto resulta en una pérdida 
de solución y en la formación de sólidos en la solución de MEA. La MEA tiene una mayor 
presión de vapor en comparación con otras aminas, esto resulta en una significativa 
perdida de solución por evaporación de 1 a 3 lb/mmpcs. Este problema puede resolverse 
instalando un sistema de lavado con agua a la salida de la corriente de gas dulce. 
 
La velocidad de reacción del CO2 con la MEA es menor a la del H2S. El proceso es 
considerado no selectivo, pero debido a que el Dióxido de Carbono es absorbido en la 
solución, esto hace que pueda ser removido en su totalidad cuando se trata el gas natural 
para la remoción de H2S. La reacción de la MEA con el CO2 y el H2S genera un alto calor 
de reacción. La MEA es también la más corrosiva de las aminas. 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
34 
La MEA puede reducir fácilmente la concentración de gases ácidos en el gas natural de 
forma que se puedan cumplir las especificaciones para su transportación (generalmente 
menos de 4 ppmv. 0.25 granos por cada 100 ft3). El contenido de H2S puede ser reducido 
por debajo de 0.8 ppmv (0.5 granos por 100 ft3) bajo algunas condiciones de operación. 
 
1.5.2.1.2. Dietanolamina (DEA) 
 
El proceso de DEA para endulzamiento de gas es similar al usado en el proceso de MEA. 
 
La reacción de la DEA con el CO2 y el H2S es la siguiente: 
 
2R2NH + H2S 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
(R2NH2)2S…………(8) 
 
 
 
(R2NH2)2S + H2S 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
2(R2NH2)HS…………(9) 
 
 
 
2R2NH2 + CO2 
Baja temperatura 
----------------------> 
<---------------------- 
Alta temperatura 
R2NCOONH2R2……(10) 
 
 
Una de las principales diferencias es la degradación de la amina DEA cuando reacciona 
con el Carbonil Sulfuro y el Disulfuro de Carbono. Esta reacción es mucho más lenta que 
la de MEA y los productos resultantes son diferentes. Consecuentemente la pérdida de la 
DEA por reacción con compuestos de azufre es mínima. 
 
Resultado de esto, la DEA es preferida en los proceso de refinerías e instalaciones de 
manejo de gas donde estos compuestos de azufre prevalecen. La DEA es no selectiva 
para remover H2S o CO2. Debido a esto, en ocasiones se presenta dificultad para reducir 
la concentración de H2S para cumplir con las especificaciones de transporte usando DEA. 
La DEA es mucho menos volátil que la MEA (0.25 a 0.50 lb/MMscf), esto resulta en una 
mucho menor perdida de solución por evaporación. 
 
Después de la regeneración, la solución de DEA tiene mucho menor concentración de gas 
acido residual en comparación con la MEA. 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
35 
 
 
1.5.2.1.3. Trietanolamina (TEA) 
 
A pesar de que la TEA fue la primera amina comercialmente usada en los procesos de 
endulzamiento de gas, esta ha sido prácticamente desechada y su aplicación es mínima. 
 
1.5.2.1.4. Diglicolamina (DGA) 
 
bb´hidroxiaminoetileter [2-(2-amino-etoxi) etanol] ha tenido buena aplicación en algunas 
partes del mundo en plantas de tratamiento de gas amargo de gran capacidad.Este 
proceso es propiedad de un licenciador y al agente químico se le conoce como 
“Diglicolamina”. Esta es una amina primaria y tiene todas las ventajas de este tipo de 
aminas como son alta reactividad, baja presión parcial de equilibrio, etc. Adicionalmente 
presenta la ventaja de que una vez regenerado presenta poca concentración de gas acido 
residual. 
 
1.5.2.1.5. Diisopropanolamina (DIPA) 
 
La Diisopropanolamina es uno de los componentes del proceso Sulfinol patentado por 
Shell, esta también es usada en el proceso ADIP diseñado para remover Carbonil Sulfuro. 
La Diisopropanolamina puede tratar gas amargo para que cumpla con las 
especificaciones de transporte. Debido a que los datos de proceso son propiedad de 
Shell, esta información es restringida y usada solo para sus plantas. 
 
 
1.5.2.1.6. Metildietanolamina (MDEA). 
 
La MDEA es relativamente nueva en el grupo de etanolaminas usada para el 
endulzamiento de gas natural. Su principal ventaja es el bajo costo de energía para su 
regeneración, es resistente a la degradación, tiene baja corrosión y tiene la capacidad de 
ser selectiva en la reacción con H2S en presencia del CO2. La MDEA es capaz de tratar 
gas amargo y proporcionar las especificaciones típicas de concentración de H2S en gas 
dulce para transporte. 
 
1.5.2.1.7. Concentración de las soluciones de aminas. 
 
Una diferencia importante en los procesos de endulzamiento de gas con aminas es la 
concentración de las soluciones. La MEA puede ser usada en soluciones acuosas con un 
porciento peso de 10-20. Lo más común es usarla en una concentración de 15% peso. 
Algunos usuarios la utilizan en un rango de concentraciones de 25-30 %. 
 
La DEA es típicamente usada en un rango de concentración del 25-35 porciento peso. 
 
Una concentración de DEA en 25% peso, da resultados similares a una concentración de 
una solución de MEA al 15% peso. 
 
 
TEORÍA DEL ENDULZAMIENTO DE GAS AMARGO 
 
36 
La DIPA, la DGA y la MDEA son usadas en altas concentraciones. Una concentración 
típica para la DIPA y la MDEA en solución acuosa tendrá un rango del 30-50% peso. La 
DGA es usada en concentraciones con un rango del 40-70% peso. 
 
El uso de las aminas en soluciones acuosas, provoca la saturación con vapor de agua del 
gas endulzado, esto ocurre de igual manera si el gas amargo de entrada es húmedo ó 
seco. En la mayoría de los casos, posterior al endulzamiento con aminas es requerido 
hacer la deshidratación del gas. Un proceso corto para para controlar la saturación con 
agua del gas dulce es usar MEA o DEA en combinación con Etilenglicol o Dietilenglicol. 
La combinación de aminas con glicol puede usarse con excelentes resultados para la 
eliminación de los constituyentes del gas ácido, pero generalmente no deshidrata el gas 
tan bien como lo hace un sistema convencional de deshidratación de gas con glicol. 
Adicionalmente la combinación de glicol con amina provoca severos problemas de 
corrosión y esto ha desmotivado su uso. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
37 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 
 
38 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Descripción del proceso. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 
 
39 
 
2.1. Descripción del proceso de endulzamiento de gas amargo utilizando 
dietanolamina. 
 
A continuación se realiza una breve descripción de un proceso de endulzamiento. Esto 
con el objetivo de familiarizarse con los equipos necesarios y sus funciones en el 
proceso, se toma como referencia la Figura 2.0 Esquema A-100 (Ver Anexo A). 
 
 Figura 2.0 Esquema A-100. 
Diagrama de Flujo de Proceso de Endulzamiento de Gas Amargo con DEA 
 
El dióxido de carbono -CO2- y el ácido sulfhídrico -H2S- se conocen por lo general como 
“gases ácidos” o simplemente “gas ácido”, y las corrientes de gas natural que contienen 
altas concentraciones de gas ácido se suelen conocer como corrientes de “gas amargo”. 
Por las siguientes razones, es importante eliminar del gas el dióxido de carbono y el 
ácido sulfhídrico (endulzamiento): 
 
 El ácido sulfhídrico es tóxico y puede ser mortal a bajas concentraciones. 
 Cuando existe ácido sulfhídrico en el gas combustible, uno de los productos de la 
combustión será el dióxido de azufre. El dióxido de azufre contamina el ambiente y 
 
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 
 
40 
es uno de los componentes de la lluvia ácida. 
 El dióxido de carbono no es combustible y reduce el valor de calor del gas natural. 
 El dióxido de carbono y el ácido sulfhídrico son gases ácidos. Cuando éstos se 
disuelven en el agua, forman soluciones ácidas, las cuales son corrosivas. 
 
En las unidades de endulzamiento con aminas, se circula una solución de amina para 
eliminar el dióxido de carbono y el ácido sulfhídrico del gas natural. La amina es 
excelente para este fin porque es alcalina (o base) y absorbe el gas ácido por medio de 
una reacción química de tipo ácido-base. La reacción genera calor y es reversible. La 
naturaleza reversible del proceso hace posible la regeneración continua y el reúso de la 
solución de amina. El contenido de H2S en el gas endulzado que sale del proceso es 
menor a 4 ppmv, en tanto que el contenido de CO2 de este gas es menor a 1% en mol. 
El sistema también está hecho para regenerar continuamente y recircular la solución de 
amina. 
 
2.1.1. Endulzamiento de gas 
 
El gas amargo húmedo que se entrega al límite de batería del sistema de endulzamiento 
se alimenta al separador de gas amargo TG-1500 donde se hará la separación de 
condensados que pueda traer la corriente de gas, posteriormente el gas amargo 
separado se envía al filtro coalescedor FG-1501, para remover pequeñas gotas de 
líquido arrastradas por el gas, estos dos equipos son importantes, ya que al disminuir la 
entrada de condensados a la torre contactora, se minimiza el fenómeno de 
espumamiento causado por el condensado de hidrocarburos. 
Posterior a la rectificación del gas amargo, este se alimenta a la torre contactora DA-
1502 por la parte baja de la columna (en el primer plato), a contracorriente se alimenta 
una solución de DEA Pobre (en el último plato) para eliminar el CO2 y el H2S de la 
corriente del gas amargo. La corriente de DEA Pobre debe tener una temperatura 
superior a la del gas amargo (al menos 10 °C por arriba de la temperatura del gas), esto 
para evitar que haya una condensación de los pesados contenidos en el gas amargo y 
que esto provoque espumamiento en la torre. 
El gas que sale por la parte superior de la columna contactora será gas dulce, mientras 
que la DEA que sale por la parte inferior de la columna contactora se considera DEA 
Rica. 
El proceso de endulzamiento con aminas puede llevarse a cabo a casi cualquier presión 
y a temperatura moderada. Aunque es más eficiente si se lleva a acabo a alta presión. 
 
2.1.2. Regeneración de Amina 
 
La amina rica que sale de la torre Contactora DA-1502 por control de nivel y entra a la 
sección de regeneración del proceso. La amina rica fluye primero al Tanque de 
Vaporización Instantánea de amina TL-1503. Los vapores separados fluyen por control 
 
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 
 
41 
de presión al cabezal de desfogue común. Cualquier hidrocarburo líquido que se acumule 
por encima de la amina se derrama a una cubeta interna. De la cubeta, los hidrocarburos 
separados fluyen al Sistema de Manejo de Condensado por control de nivel del sistema. 
La amina rica separada del Tanque de Vaporización Instantánea fluye a través del Filtro 
de amina Rica FL-1504 removiendo las partículas de sólidos. La amina rica filtrada se 
calienta por intercambio cruzado con amina pobre en el Intercambiador Rica/Pobre de 
amina CH-1505. La amina rica calentada alimenta la Agotadora de amina DB-1506 por 
reajuste de control de flujo y por control de nivel del Tanque de Vaporización Instantánea 
de amina. 
La solución de amina