Tesis-Seleccion-de-endulzmiento-en-plataforma-y-disposiciAn-de-los-contaminantes

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E 
INDUSTRIAS EXTRACTIVAS. 
 
 
 
 
SELECCIÓN DE ENDULZAMIENTO EN PLATAFORMA 
Y DISPOSICIÓN DE LOS CONTAMINANTES. 
 
 
 
TESIS 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
 
INGENIERO QUÍMICO INDUSTRIAL 
 
E 
 
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO 
 
 
PRESENTAN: 
 
ORLANDO CASIANO FLORES. 
 
SANDRA RITA ORDOÑEZ CHIQUITO. 
 
 
ASESOR: I. Q. I. IVÁN GALVÁN YESCAS 
 
 
 
MÉXICO D. F. 2011 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 vi 
ÍNDICE 
 
RESUMEN. …. 8 
INTRODUCCIÓN. …. 9 
OBJETIVOS …. 10 
CAPÍTULO I “ESTADO DEL ARTE” …. 11 
 ¿QUÉ ES EL GAS NATURAL? …. 12 
 RESERVAS. …. 16 
CAPÍTULO II “PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA” …. 19 
 MANEJO DEL H2S. …. 20 
 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO. …. 21 
 AVANCES TECNOLÓGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS. …. 34 
 ÁREA DE TRABAJO EN PLATAFORMA. …. 36 
CAPÍTULO III “CONSIDERACIONES DE DISEÑO” …. 40 
 DEFINICIÓN DEL PROYECTO. …. 41 
 CONSIDERACIONES. …. 41 
 CRITERIOS DE DISEÑO PARA LOS EQUIPOS MONTADOS EN 
 PLATAFORMA. 
 
…. 
 
43 
CAPÍTULO IV “SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE 
ENDULZAMIENTO” 
 
…. 
 
48 
 CRITERIOS EN LA SELECCIÓN DEL MÉTODO DE 
 ENDULZAMIENTO. 
…. 
49 
 CONDICIONES DEL GAS A TRATAR. …. 52 
 SIMULACIÓN DE PROCESOS. …. 54 
 REGLAS HEURÍSTICAS. …. 54 
 RESULTADOS DE ENDULZAMIENTO CON SOLVENTES 
 SELECTIVOS. 
 
…. 
 
56 
 RESULTADOS DE ENDULZAMIENTO CON SOLVENTES NO 
 SELECTIVOS. 
 
…. 
 
62 
 RESULTADOS DE ENDULZAMIENTO CON SOLVENTES HÍBRIDOS. …. 64 
 RESULTADOS DE ENDULZAMIENTO CON REACCIÓN DIRECTA. …. 66 
 RESULTADOS DE ENDULZAMIENTO CON MEMBRANAS. …. 67 
 MÉTODO DE DESHIDRATACIÓN. …. 67 
 SELECCIÓN DE LOS PROCESOS POR EL MÉTODO ELECTRA. …. 68 
CAPÍTULO V “ALTERNATIVAS PARA LA DISPOSICIÓN DE 
LOS GASES ÁCIDOS” 
 
…. 
 
75 
 INYECCIÓN. …. 76 
 MÉTODOS BIOLÓGICOS. …. 81 
 INVESTIGACIÓN DE NUEVOS MATERIALES. …. 84 
CONCLUSIONES …. 90 
 
 vii 
BIBLIOGRAFÍA …. 92 
 ARTÍCULOS Y LIBROS. …. 93 
 NORMAS. …. 95 
ANEXOS …. 97 
 GLOSARIO. …. 98 
 GUÍAS DE ESPACIADO DE EQUIPO. …. 99 
 INFORMACIÓN ADICIONAL PARA PLATAFORMAS. …. 102 
 INFORMACIÓN DE FOTOCATÁLISIS. …. 107 
 TABLAS DE PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. …. 108 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 8 
RESUMEN. 
 
El proceso de endulzamiento de gas, se ha convertido en algo esencial para la industria petrolera 
de México, debido a las condiciones de los yacimientos, las concentraciones de gases ácidos y 
contaminantes que se arrastran en la explotación, ha originado que se busque la alternativa de 
tratamiento in situ, de esta forma es posible producir más gas natural para venta, evitando la 
contaminación y los riesgos que se genera al ser trasladado para su tratamiento fuera de la zona 
de explotación. Es importante recalcar que se necesita la implementación de tecnologías que 
cumplan con la norma de seguridad en las plataformas nacionales, además de la reducción de 
emisiones contaminantes a la atmósfera. 
 
Este trabajo de investigación se enfocó en plantear una solución de tratamiento para una corriente 
con una concentración mayor al 7% en volumen de H2S, la cual es altamente peligrosa, tanto para 
los operarios, como para los equipos que se encuentran en contacto directo con esta. Por tal 
motivo, de la literatura analizada se obtuvieron los datos para la selección de los posibles 
procesos de tratamiento, de acuerdo a sus condiciones de operación (presión y temperatura), la 
cantidad de H2S capaz de remover y no generar productos secundarios que puedan entorpecer los 
equipos, así como la cantidad necesaria de estos y el espacio con que se cuenta dentro de la 
plataforma, para plantear la propuesta. 
 
Una vez teniendo la información requerida de cada uno de los procesos, se realizó la simulación 
de los diferentes escenarios para el endulzamiento con HYSYS y PRO II, ya que se trabajo con 
una mezcla gaseosa se utilizaron las ecuaciones cúbicas de estado (Peng – Robinson y Soave – 
Redlich – Kwong), y los paquetes de ecuaciones de cada simulador (Aminas, Glicoles, etc.), 
obteniendo cuatro alternativas que se adaptan a las necesidades del sistema, así se procedió a la 
discretización de estos con el Método Electra, el cual de acuerdo a la información seleccionada 
arregla las variables en función de su peso, determinando el proceso adecuado para 
endulzamiento (tratamiento con Metildietanolamina) en plataforma. 
 
Plantear el tren de tratamiento in situ en una plataforma móvil permitirá poder trasladarla al pozo 
que lo requiera, ahorrando costos de montaje de equipo, ductos y mantenimiento entre otros. La 
inversión inicial es alta pero resulta redituable al paso del tiempo, para proseguir con la 
investigación de nuevos materiales o subproductos con un potencial económico mayor a los 
combustibles fósiles. Finalmente la inyección de los desechos ácidos como alternativa, nos 
permite disponer de este material cuando sea redituable, o para permitir que la tecnología se 
desarrolle para su transformación, en productos de mayor valor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 9 
INTRODUCCIÓN. 
 
La explotación de crudo costa fuera se ha visto disminuida, debido al agotamiento de los 
yacimientos, el gas asociado que se encuentra en estas reservas contiene en gran cantidad H2S y 
CO2, los cuales generan problemas en instalaciones y costos adicionales para su eliminación. De 
acuerdo con las normas ambientales internacionales la quema de estos contaminantes es un 
crimen. Esta tesis plantea una solución a este problema, buscando diferentes escenarios los cuales 
permitan un tren de tratamiento eficiente para la remoción de los contaminantes del gas natural, 
evitando la generación de productos secundarios como el azufre. 
 
Existen diferentes procesos para el endulzamiento de gas, pero no todos cumplen con la 
eliminación del H2S; esto genera riesgos en el trasporte para su tratamiento a una refinería 
cercana, los ductos y los equipos se encuentran en desgaste, además del peligro que genera a los 
trabajadores y al medio ambiente una posible fuga o explosión de este contaminante. De la 
literatura requerida para las diferentes opciones en el endulzamiento de gas se recolectaron los 
datos de operación de acuerdo a su capacidad de remoción, así se procede a generar las diferentes 
rutas para la selección de un tren de tratamiento. 
 
Con los simuladores de proceso HYSYS y PRO II, se plantearon diferentes escenarios de acuerdo 
a la corriente de alimentación y sus condiciones a la bajante (presión y temperatura), de estos se 
obtuvieron los requerimientos para el tratamiento con diferentes métodos como aminas, glicoles, 
materiales para membranas, reactivos para oxidación directa y mezclas de solventes. De acuerdo 
a cada uno de los procesos, se realizó una simulación en función al modelo termodinámico que 
cada método requiere. 
 
Del conjunto de escenarios simulados que resolvieron el problema, tomando en cuenta el espacio 
de trabajo (plataforma), se procedió a discretizarlos con el método Electra de acuerdo a las 
calificaciones obtenidas en función a los datos técnicos arrojados con los simuladores, una vez 
que se ponderaron y se determinaron los pesos para cada criterio de selección, se obtuvo la 
alternativa que resuelve el problema del endulzamiento in situ. 
 
El proceso seleccionado contempla la eliminación del H2S y CO2, no genera productos 
secundarios y los solventes trabajan a condiciones de la bajante, lo que no representa un riesgo al 
medio ambiente, además que no requiere muchos equipos y ser económicamente viable (por ser 
un solvente regenerable). Por tal motivo no se eligió dentro de los procesos ningún método de 
oxidación directaya que generan subproductos y otros contaminantes. 
 
Una alternativa a los gases de desecho, es la reinyección, la fotocatálisis y los métodos biológicos 
con ciertas condiciones. Sin embargo para las restricciones de México, se realizó una 
discretización con el método Electra para elegir la mejor opción. 
 
 
 
 
 
 
 
 10 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Objetivo General: Seleccionar el método de endulzamiento de gas natural 
amargo en plataforma, cumpliendo con la normatividad 
vigente. 
 
 
 
Objetivo 
Particular: 
Buscar una alternativa para el endulzamiento de gas 
natural amargo in situ, así como la disposición de los 
gases ácidos de desecho, trabajando con herramientas 
de simulación para obtener características técnicas de 
cada proceso y posteriormente evaluarlas con el método 
de discretización Electra. 
 
 
 
 
Alcance: Encontrar un método de endulzamiento adecuado, para 
el gas natural amargo costa afuera; en función de una 
selección y posterior evaluación técnica y económica, 
de la misma forma, a partir de esta selección 
trabajaremos con los gases ácidos desprendidos, 
encontrando una solución a este problema. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 11 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 12 
Este capítulo aborda el panorama general de la explotación de gas natural asociado en México, su 
origen, sus procesos de tratamiento, aplicaciones y las reservas probadas. 
 
1.1¿ QUÉ ES EL GAS NATURAL? 
Es un energético de origen fósil, que se encuentra en el subsuelo continental y marino. Se formó 
hace millones de años, cuando una serie de plantas y animales quedaron sepultados bajo lodo y 
arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos y por la acción de microorganismos que 
degradaron esta materia orgánica, así como la presión generada por las capas geológicas y la 
acción de la temperatura, se transformó dicha materia orgánica en petróleo y gas natural como se 
ve en la Figura 1.1. 
 
Figura 1.1 Distribución de un yacimiento típico de gas natural asociado10. 
 
El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas, que evita que el 
gas fluya formándose lo que se conoce como un yacimiento. Se puede encontrar en forma de gas 
asociado, o no asociado. Su composición incluye diversos hidrocarburos de bajo peso molecular, 
con predominio del metano (90%), y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano, 
 
 13 
CO2, N2, H2S, contaminantes tales como vapor de agua (condensable), O2 y muchos otros 
compuestos [10]. 
 
Como producto comercializable es básicamente gas metano, aunque cuando sale del pozo viene 
combinado con múltiples compuestos que deben ser retirados. En la industria del petróleo se 
distinguen diferentes tipos de gas y componentes [41]. 
El peso del gas natural puede ser medido cuando está comprimido en tanques, pero no así cuando 
fluye por ductos, por lo que es común medirlo en millones de pies cúbicos estándar (es decir, a 
1bar de presión y 25 grados Celsius) o metros cúbicos normales (a 1 bar de presión y 0 grados 
Celsius). Sin embargo, la calidad del gas se mide por su calor de combustión, que es la cantidad 
de energía que libera al quemarse completamente para formar bióxido de carbono y agua. El 
calor de combustión se expresa en kJ/kg. Mientras más alto sea el calor de combustión, mayor 
será el precio del gas. El poder de combustión puede variar por los contaminantes que pueda traer 
el gas, especialmente el nitrógeno. Por esta razón en comparaciones internacionales es preferible 
comparar las producciones internacionales en unidades de calor (terajoules) y no de volumen. 
El gas natural no sólo se obtiene al momento de extraerlo del pozo. El petróleo crudo contiene 
gran cantidad de gas disuelto que se va liberando cada vez que éste es destilado, descomprimido 
o calentado[30]. 
 
1.2 PROCESO DEL GAS NATURAL. 
En México después de la expropiación petrolera se encontró con el reto de procesar el crudo y el 
gas por su propia cuenta lo que llevo al desarrollo de la petroquímica primaria y secundaria, 
como se puede observar en la Tabla 1.1. 
El proceso del gas amargo obtenido como gas asociado en pozos de petróleo tanto en mar como 
en tierra firme es el siguiente[39]: 
• Separación de primera etapa 
El petróleo crudo que sale del pozo es enviado a un tanque tipo separador donde se le reduce la 
presión que trae. Adentro del tanque se separa en fases líquida y gaseosa. La fase líquida (el 
crudo) es bombeado hacia un separador de segunda etapa. 
• Compresión 
En la fase gaseosa (gas asociado) es comprimida para ser enviado por ducto. Al comprimirse, se 
empiezan a condensar los compuestos más pesados. El líquido viaja por el ducto junto con el gas 
a velocidades muy altas, formando tapones o slugs. Tras recorrer kilómetros de ducto, el gas 
necesita ser re-comprimido, pero primero se le hace pasar a otra separador llamada slug catcher 
(atrapador de tapones). El gas es re-comprimido y enviado a la siguiente estación de compresión 
o de endulzamiento. Si esto ocurre costa afuera, es necesario construir plataformas intermedias de 
re-compresión. 
• Separación de segunda etapa 
Igual que el gas asociado, el crudo bombeado va perdiendo presión y requiere ser re-bombeado. 
Al perder presión se van liberando los gases disueltos, de modo que antes de ser re-bombeado 
nuevamente es inyectado a un tanque separador donde se permite que se le separe el gas 
 
 14 
asociado. El gas recuperado es entonces comprimido para ser enviado por ducto a la planta de 
endulzamiento. 
Tabla 1.1 Antecedentes históricos en el procesamiento del gas natural en México.41 
1950 Se inicia la construcción de diferentes plantas en los Complejos de Poza Rica y Reynosa. 
1958 Se construye la primera planta de absorción en el Complejo Ciudad Pemex. 
1960 El incremento de la demanda impulsa la expansión de la industria petrolera. 
1963 Se inicia la construcción y operación de otra planta de absorción en el Complejo la Venta. 
1970 En 1972 inician su operación las plantas criogénicas en el Complejo la Venta y en Pajaritos, Veracruz. 
1975 La expansión en los descubrimientos de los campos petrolíferos del Mesozoico Chiapas-Tabasco propicia la construcción del Complejo Cactus. 
1977 Inicia su operación la planta criogénica en el Complejo Poza Rica. 
1978 
y 
1979 
Se ponen en operación las tres plantas criogénicas modulares en el Complejo Cactus. 
1980 
Durante 1981 y 1982 inician su operación las plantas endulzadoras de gas y recuperadoras de 
azufre 1 y 2 en Ciudad Pemex. 
Con objeto de aprovechar de manera eficiente los yacimientos de la sonda de Campeche y del 
Mesozoico se inicia la construcción del Complejo Nuevo Pemex. 
Inician su operación la planta criogénica y la fraccionadora de hidrocarburos en la Cangrejera. 
1985 
y 
1988 
Entran en operación las plantas criogénicas 1 y 2 en el Complejo Nuevo Pemex. 
 
1990 
 
Inicia la operación de la planta fraccionadora de hidrocarburos Morelos, perteneciente al 
Complejo Área Coatzacoalcos. 
1992 Inicia su operación la planta criogénica modular en el Complejo Matapionche. 
1997 Se construye la planta criogénica 1 en el Complejo Cactus. 
1998 Inicia su operación la planta criogénica 3 en el Complejo Nuevo Pemex. 
1999 Inicia su operación la planta criogénica 2, la más moderna en el Complejo Ciudad Pemex. 
Fuente: www.pemex.org.mx 
 
• Endulzamiento 
El gas es sometido a un proceso donde se atrapa el ácido sulfhídrico en amina, la cuál 
posteriormente es tratada para recuperar el azufre sólido. 
• Plantas criogénicas 
Cada vez que el gas es comprimido, se calienta, con lo que cada gramo de gas ocupa más pies 
cúbicos. Para aprovechar al máximo la capacidad de los compresores y sistemas de 
almacenamiento, el gas no solo debe ser comprimido sino además enfriado, por lo que se 
requieren plantas criogénicas donde además se puede condensar parte del nitrógeno, oxígeno y 
otros contaminantes. Las plantascriogénicas se usan en México para remover los contaminantes 
y no para crear gas natural licuado. 
• Almacenamiento 
El gas natural debe ser almacenado a alta presión en esferas o domos salinos. México no tiene 
aún estas instalaciones, ni mucho menos de gas natural licuado, por lo que requiere de un 
tratamiento in situ y trasladarlo por ductos para su posterior acondicionamiento para 
 
 15 
comercialización. 
1.3 IMPORTANCIA. 
El gas natural es el combustible más limpio que se puede obtener a excepción del hidrógeno, ya 
que sus productos de combustión bióxido de carbono y agua, son asimilados por la misma 
naturaleza. Este, además, se puede usar para mantener la vida de los pozos petroleros, mover 
equipo y transformarlo en productos de mayor valor agregado. 
Soltado a la atmósfera, sin embargo, el metano es un gas invernadero que ha contribuido al 
paulatino calentamiento del planeta. Aunque las fuentes naturales (de emisión de metano) a la 
atmósfera son muchas, principalmente la descomposición de los organismos muertos en biogás, 
las fugas de gas y venteos de la industria petrolera, ya sean accidentales o intencionadas, son un 
crimen ecológico al que se le ha dado poca atención. Quemar el gas venteado, como ha sido la 
práctica común, no es menos reprobable, ya que la combustión a tal escala no es completa, 
emitiéndose gran cantidad de monóxido de carbono (otro gas invernadero), y de una gran 
cantidad de calor [39,pw-11]. 
1.4 USOS. 
• Re-inyección a pozos 
El uso más inmediato que se le puede dar al gas natural cuando no se tiene la infraestructura para 
recuperarlo es reinyectarlo al yacimiento, a través de un pozo de inyección a fin de prolongar la 
vida de este [39]. 
• Autoconsumo en la industria petrolera 
El siguiente uso que se le ha dado al gas natural es como fuente de calor para los mismos 
procesos de la industria petrolera, desde la extracción, donde a falta de energía eléctrica barata en 
las plataformas petroleras se usan turbinas a gas para mover las bombas, compresores y 
generadores de energía; como en las etapas de refinación del petróleo, proceso del gas y 
elaboración de petroquímicos, donde se usa el gas asociado que se va recuperando en cada paso 
de los procesos para alimentar las cargas térmicas que los mismos demandan. Actualmente 
Pemex consume el 41% del gas producido[39]. 
• Combustible industrial 
El gas natural es el mejor combustible ya que si se logra una buena combustión como se 
menciono no deja otros residuos que el CO2 y el agua. Además, hasta hace poco era sumamente 
barato, de modo que se le tenía que poner una cuota a su precio para que este no fuera menor al 
precio del combustóleo. 
• Turbinas de vapor 
En una turbina de vapor, se reduce la presión del vapor de un nivel alto a uno bajo, y se 
transforma esa energía en movimiento mecánico del rotor. 
• Turbinas a gas 
Las turbinas a gas son mucho más eficientes que las turbinas de vapor, ya que no sólo se reduce 
la presión del gas, sino que este es quemado dentro de la turbina. Al quemarse el gas, se genera 
una molécula adicional, con lo que se aumenta el volumen. Además el calor generado hace que 
los gases se expandan. Todo este volumen adicional hace que el rotor desarrolle más trabajo. 
 
 16 
• Ciclo combinado 
El calor producido en una turbina de gas se puede usar en generar vapor, con lo cual se puede 
mover una segunda turbina a vapor. Esto hace que la eficiencia de los ciclos combinados sea 
mucho mayor que las turbinas sencillas de gas o de vapor. 
• Cogeneración 
Se aprovecha tanto la generación de energía eléctrica como la generación de calor. El promedio 
de la eficiencia en la generación de energía eléctrica de Pemex se estima en 22%, la de la 
Comisión Federal de Electricidad (CFE) es de 38%. En los proyectos de ciclo combinado se 
alcanza el 55% mientras que en los de cogeneración la eficiencia llega a ser del 85%. 
• Materia prima 
El gas natural puede ser usado como materia prima para producir amoniaco, hidrógeno así como 
infinidad de petroquímicos, sin embargo por la cantidad de azufre que se genera en otros 
procesos y a la mala calidad con que se produce, el azufre que se encuentra en el gas natural no se 
requiere como subproducto. 
 El gas natural irá substituyendo gradualmente al combustóleo en la generación de energía 
eléctrica y en la industria: El consumo de combustóleo disminuyó de 475 mil barriles diarios en 
2001 a 406 mbd en 2002, mientras que el gas natural aumentó de 1993 mmpcd en 2001 a 2434 
mmpcd en 2003. En la actualidad el combustóleo ya no es permitido utilizarlo según las normas 
ambientales internacionales[37,39]. 
• Combustible vehicular 
En la actualidad existen vehículos que usan gas natural comprimido en vez de gasolina. Aunque 
en México son muy pocos, esta es cada vez más una opción en países como Argentina, Brasil, 
Italia e India. Se prevé que dentro de algunos años, cuando las reservas de petróleo se estén 
agotando y las gasolinas sean muy caras, los automóviles usaran la tecnología de celdas de 
combustible, donde se quema hidrogeno para formar agua. La fuente mas barata todavía del 
hidrogeno es el gas natural [30,39]. 
• Normatividad 
De acuerdo al Reglamento de LGEEPA-1988, NOM-021-SSA1-1993, API RP-55 1995, API - 
4679 1999, NOM-038-ECOL-2003, NOM-001-SECRE-2010, NOM-137-SEMARNAT-2003, 
Reglamento de LGEEPA-2004, API RP-945 2005, NOM-184-SEMARNAT-2006, en las 
emisiones contaminantes hacia la atmósfera el H2S no puede rebasar 4 ppm en volumen, lo que 
hace que la incineración de gases con una eficiencia menor al 99% quede fuera de especificación. 
 
1.5 RESERVAS. 
En 1992, las reservas mundiales probadas alcanzan para mantener la producción actual durante 
68 años, lo cual significa un aumento del 8% sobre los niveles del año anterior como se muestra 
en la Tabla 1.2. Las principales reservas se encuentran en lo que antes era la, Unión Soviética y el 
Medio Oriente, que tienen más del 70 % de las reservas mundiales [37]. Dependiendo de la 
metodología empleada para medir las reservas probadas, existen diferencias importantes en las 
estimaciones: 
 
 
 17 
Tabla 1.2 Reservas probadas de gas natural en los principales países productores 
en 2010. 
PAÍS Billones de pies cúbicos 
1. Rusia 1680 
2. Irán 992 
3. Qatar 892 
4. Arabia Saudita 258 
5. Estados Unidos 238 
6. Emiratos Árabes Unidos 214 
7. Nigeria 184 
8. Venezuela 171 
9. Argelia 159 
10. Irak 112 
11. Indonesia 106 
12. Turkmenistán 94 
13. Kazajstán 85 
14. Malasia 83 
15. Noruega 82 
16. China 80 
17. Uzbekistán 65 
18. Kuwait 63 
19. Egipto 59 
20. Canadá 58 
35. México 13 
1 DE ENERO DE 2009, **Reservas auditadas probadas de gas natural seco, metodología SECURITIES 
EXCHANGE COMMISSION (SEC) www.ogj.com/index/market%20reports.html Diciembre 2009 Fuente : OIL & 
GAS JOURNAL (Actualización Noviembre 22 de 2010). 
Tabla 1.3 Distribución de la producción de gas en México para Octubre 2010.3 
PRODUCCIÓN Millones de pies cúbicos diarios. 
Proyecto: 
Cantarell 1,367 
Burgos 1,393 
Veracruz 785 
Crudo ligero marino 535 
Antonio J. Bermúdez 283 
Delta del Grijalva 497 
Ku-Maloob-Zaap 342 
Caan 221 
Otros Proyectos 1,689 
Total Hidrocarburo 6,316 
Total Nitrógeno 796 
Fuente: PEMEX Exploración y Producción 2010. 
 
Las reservas probadas en México han venido cayendo en casi todos los campos. Tan sólo en la 
Región Marina Suroeste ha habido un pequeño repunte. Los campos que aún conservan las 
mayores reservas son los del conjunto de la región sur: Samaria-Luna, Bellota-Jujo y aún todavía 
el campo Cantarel en la región marina noreste como se muestra en la Tabla 1.3. 
 
 18 
1.5.1 PRODUCCIÓN MUNDIAL. 
Al ritmo actual de producción, sin contar los incrementos planeados, México tiene reservas 
probadas de gas natural para tan sólo 13 años, ya que a pesar de estar en el lugar 34 en 2004 de 
reservas probadas, y en el lugar 11 en producción de gas (Tabla 1.4), Para el 2009 esta en la 
posición 35, ocupando el 13 en producción degas, como se muestra en la Tabla 1.5 [37]: 
Tabla 1.4 Producción de gas natural, países productores en 2008. 
Millones de pies cúbicos diarios País 
2001 2002 2003 2004 
1. Rusia 55,129 56,243 60,183 67,075 
2. Estados Unidos 55,819 54,105 55,583 55,057 
3. Canadá 19,932 19,255 19,935 20,691 
4. Reino Unido 10,938 10,114 11,160 10,984 
5. Holanda 6,897 7,506 10,438 10,775 
6. Noruega 7,672 7,450 7,106 8,536 
7. Argelia 6,015 6,328 7,769 7,801 
8. Irán 4,498 4,328 4,466 6,923 
9. Indonesia 6,346 5,756 5,558 5,947 
10. Arabia Saudita 4,023 4,155 4,899 5,154 
11. México 4,511 4,423 4,498 4,557 
12. Malasia 3,687 4,055 4,136 4,198 
Periodo Enero – Marzo de 2010, Fuente : OIL & GAS JOURNAL, Junio de 2010 
 
Tabla 1.5 Producción de gas natural, principales países, 2010. 
País Millones de pies cúbicos diarios 
1. Rusia 62,158 
2. Estados Unidos 58,615 
3. Países de la ex unión soviética 15,683 
4. Canadá 15,306 
5. Irán 9,604 
6. Noruega 9,573 
7. Argelia 9,016 
8. Holanda 8,279 
9. China 7,729 
10. Indonesia 7,459 
11. Reino Unido 7,088 
12. Arabia Saudita 7,022 
13. México 6,919 
14. Qatar 5,919 
15. Malasia 4,713 
Fuente : OIL & GAS JOURNAL (Marzo 9 de 2010) 
 
Como se observó las reservas probadas se están agotando por lo que se necesita aprovechar mejor 
los recursos con que se cuenta. 
 
 
 
 
 19 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 20 
En este capítulo se estudió la corriente de gas a tratar para esta tesis, se analizó la eliminación del 
H2S y el CO2 como el principal problema a tratar. Los diferentes procesos de endulzamiento 
disponibles y sus características, así como los avances tecnológicos en le tratamiento del gas y el 
problema del área de trabajo en plataforma. 
 
2.1 MANEJO DEL H2S. 
La remoción de H2S tiene una larga historia de actividades de investigación y desarrollo en todo 
el mundo unas técnicas más efectivas que otras, con el propósito de disponer de nuevas maneras 
de tratamiento que resulten eficientes, económicas y amables con el ambiente. La decisión de 
construir una planta de gas natural que facilite el endulzamiento y recuperación de azufre 
elemental, envuelve varias consideraciones y usualmente representan una inversión significativa. 
La selección del proceso óptimo para el endulzamiento del gas y un esquema de recuperación de 
azufre puede ser un problema complejo. Una vez que un poco de gas amargo es perforado, o un 
campo de perforación es activado completamente, se debe de considerar las siguientes preguntas: 
 
1.- ¿Es más económico conducir una línea de gas amargo a la planta de tratamiento de gases más 
cercana, la cual puede tener un exceso de capacidad y pagar por el costo del tratamiento para 
endulzar el gas? 
 
2.- ¿Es más económico rentar equipo para el endulzamiento in situ? 
 
3.- ¿Es más viable construir una planta de tratamiento de gases administrarla y operarla? 
 
Las respuestas a estas interrogantes dependen de varios factores como son: 
 
a) El volumen del gas a ser tratado. 
b) La composición del gas. 
c) La cantidad de H2S y CO2 a ser removido. 
d) La proximidad de una planta existente. 
e) La vida estimada de la reserva. 
 
Ahora tomando en cuenta que los pozos de producción comúnmente se encuentra retirados de las 
estaciones de tratamiento, se prefiere una tecnología que no demande tanta atención y que sea 
eficaz para controlar este problema de operación y de mantenimiento. La composición actual del 
gas natural amargo en los campos productores de México (Tabla 2.1), demanda gran atención. La 
remoción y separación del H2S es la más preocupante en el tratamiento del gas natural desde el 
punto de vista de seguridad ya que hay muchos eventos por explosiones y fugas de gases que 
evidencian los efectos de éste en las tuberías de conducción, de manera que a medida que la 
producción de gas va en aumento y las instalaciones envejecen, crecen los riesgos ya que este 
ácido es muy perjudicial y sus efectos pueden conducir a un desastre (Tabla 2.2), especialmente 
en los casos en que los ductos de transporte cruzan poblaciones y ciudades, la respiración de este 
gas en pequeñas concentraciones puede resultar mortal para los seres humanos. El gas natural 
para transporte en ductos debe tener 
! 
" 4 ppm Vol. de H2S (Tabla 2.3). 
Por esta razón se decide la construcción de la planta de tratamiento de gases en el pozo o en la 
producción, con lo que se estudia el proyecto y se preparan las recomendaciones para: 
 
 
 21 
a) El proceso de tratamiento óptimo a usar. 
b) El esquema de proceso global más económico, el cual considere, los requerimientos y 
especificaciones para la venta del gas y las regulaciones ambientales. 
c) Determinación de un estimado definitivo del costo de la planta ya montada. 
 
Entonces los pasos lógicos que tomamos para éste estudio son: 
 
1.-La extensión y el propósito de la planta. 
2.-Obtener los datos adecuados y la información del gas específico a ser tratado. 
3.-Revisar los diferentes procesos industrialmente viables para remover el H2S y el CO2 del gas 
natural amargo. 
4.-Decidir si se encuentra presente el H2S en el gas amargo para justificar una unidad 
recuperadora de azufre o si es necesario, una unidad que limpie los gases de desecho. 
 
Con la información anterior ahora procedemos a: 
 
5.-Eliminar los procesos que sean físicos o químicamente incompatibles con el gas a ser tratado. 
6.-Hacer una comparación económica preliminar de los procesos compatibles y después 
seleccionar el método de tratamiento. 
7.-Hacer una evaluación objetiva y detallada del proceso global, esto debe de incluir un estimado 
del costo definitivo basado en el esquema del método seleccionado. Una justificación económica 
debe ser preparada, la cual mostrará que los beneficios pueden ser atractivos y redituables los 
gastos de investigación para el proyecto [21]. 
 
Tabla 2.1 Composición del gas natural a tratar. 
Componentes % mol 
Nitrógeno 4.1682 
Bióxido de Carbono 1.8112 
Ácido Sulfhídrico 7.3914 
Metano 53.9168 
Etano 11.0493 
Propano 14.7269 
Isobutano 2.7628 
Butano Normal 1.2378 
Isopentano 2.0034 
Hexano Normal 0.9322 
 
Con la corriente de gas a tratar (Tabla 2.1) y un volumen de 20 MMPCS al día y una vida media 
del pozo de 7 años procedemos a realizar una revisión de los procesos que se encuentran 
disponibles para llevar a cabo el endulzamiento del gas natural amargo, sus diferentes 
características y los avances tecnológicos que se han encontrado, lo que nos ayudará a determinar 
cual es la mejor opción de tratamiento. 
 
2.2 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO. 
Para tratar el gas natural contaminado con H2S se ha usado comúnmente un sistema de aminas el 
cual trabaja directamente con la corriente del gas absorbiendo este contaminante, las aminas se 
regeneran continuamente y dejan un gas residual con alta concentración de H2S. 
 
 22 
Tabla 2.2 Toxicidad del H2S en el hombre. 
Tiempo de exposición Concen- 
tración 
H2S ppm 
0-2 min. 2-15 min. 15-30 min. ½-1 hr. 1-4 hr. 4-8 hr. 8-48 hr. 
50 – 100 … … … 
Conjuntivitis 
moderada; 
irritación del 
tracto 
respiratorio. 
… … … 
100 – 150 … 
Tos; 
irritación de 
los ojos; 
pérdida del 
sentido del 
olfato. 
Trastorno de 
la 
respiración; 
dolor de 
ojos; 
somnolencia 
Irritación de la 
garganta. 
Salivación y 
secreción 
mucosa; 
dolor de ojos 
agudo; tos. 
Incremen- 
to de los 
síntomas. 
Hemorra- 
gia y 
muerte. 
150 – 200 … 
Pérdida del 
sentido del 
olfato. 
Irritación de 
ojos y 
garganta. 
Irritación de 
ojos y 
garganta. 
Dificultad 
para 
respirar; 
visión 
nublada; 
foto 
sensibilidad 
Efectos 
severos de 
la 
irritación. 
Hemorra- 
gia y 
muerte. 
250 – 350 
Irritación de 
los ojos; 
perdida del 
sentido del 
olfato. 
Irritación de 
los ojos. 
Secreción 
dolorosa de 
lagrimas; 
cansancio. 
Foto 
sensibilidad; 
escurrimiento 
nasal; dolor de 
ojos; 
dificultad para 
respirar. 
Hemorragia 
y muerte. … … 
350 – 450 … 
Irritación de 
los ojos;perdida del 
sentido del 
olfato. 
Dificultad 
respiratoria 
tos; 
irritación de 
los ojos. 
Incremento en 
la irritación en 
el tracto nasal 
y en los ojos; 
dolor intenso 
de cabeza; 
cansancio; 
foto 
sensibilidad. 
Disneas, 
cansancio; 
incremento 
en la 
irritación; 
muerte. 
Muerte. … 
500 – 600 
Tos; colapso 
e 
inconciencia. 
Disturbio de 
la 
respiración; 
irritación de 
los ojos; 
colapso. 
Seria 
irritación de 
los ojos; 
palpitación 
del corazón; 
en algunos 
casos 
muerte. 
Dolor severo 
en ojos y 
cabeza; 
disneas; 
temblor en las 
extremidades; 
gran debilidad 
y muerte. 
… … … 
600 
700 
800 
1000 
1500 
Colapso 
inconciencia; 
muerte. 
Colapso 
inconciencia 
y muerte. 
… … … … … 
Tabla tomada de [35] pp. 7. 
 
 
 
 23 
Esta corriente ácida es tratada por varias tecnologías y la más comúnmente usada es Claus o 
quemarlo; sin embargo las regulaciones ambientales son más estrictas como se mencionó y solo 
permiten la quema del H2S con una eficiencia muy alta, ya que se tiene que recuperar el azufre 
de forma elemental para disponer de este en otros usos. Una planta con tecnología Claus utiliza 
altas temperaturas, es muy costosa, demanda mucho personal de operación y la eficiencia anda 
alrededor del 97 al 98%, sí hay variaciones en el gas de alimentación o cambia la concentración 
de ácido sulfhídrico, el rendimiento se verá afectado. 
 
Tabla 2.3 Requerimientos del gas natural para venta. 
Especificación Zona sur Propiedad Unidades Mínimo Máximo Resto del País 
Oxígeno % Vol. --------- 0.2 0.2 
Inertes 
N2 
CO2 
% Vol. 
% Vol. 
% Vol. 
--------------- 
---------------- 
6.0 
6.0 
3.0 
4.0 
4.0 
3.0 
Contenido de 
licuables (C3+) 
 
! 
l
m3
 0.059 0.050 0.045 
Temp. rocío de 
hidrocarburos 
1 a 8000 kPa 
K (ºC) 271.15 (-2) 271.15 (-2) 
Humedad (H2O) 
! 
mg
m3
 --------- 110 110 
Poder calorífico 
superior 
! 
MJ
m3
 36.8 43.6 43.6 
Índice Wobbe 
! 
MJ
m3
 47.3 53.2 53.2 
Ácido sulfhídrico 
(H2S) 
! 
mg
m3
 ----------- 6.0 6.0 
Azufre total (S) 
! 
mg
m3
 ------------ 150.0 150.0 
Material Sólido ------------- 
Libre de polvos, gomas y cualquier sólido que pueda ocasionar 
problemas en los ductos y sus instalaciones. 
Así como en cantidades que provoquen deterioro en los 
materiales que normalmente se encuentran en dichas 
instalaciones y que afecten a su utilización. 
Líquidos ------------- Libre de agua. Aceite e hidrocarburos líquidos. 
Tabla complementada de la original en la NOM-001-SECRE-2010 
Índice Wobbe. Representan la cantidad de energía a la entrada de los equipos que utilizan gas natural. 
 
El proceso con aminas más antiguo y conocido es el de la Monoetanolamina (MEA). En general 
los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y 
flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: MEA, Dietanolamina 
(DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropanol-amina (DIPA) y 
Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 2.5 muestra algunas de las propiedades más importantes 
de ellas [1,2,21,29,33]. 
Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y 
 
 24 
bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida (gas endulzado). 
 
Cada sistema de tratamiento tiene una reacción diferente a la hora de enfrentarse con las 
condiciones de extracción del gas natural en México, algunas características de los mismos 
pueden observarse en la Tabla 2.4. Para la elección de este hay que tener en cuenta una serie de 
factores; la naturaleza del gas, volumen a tratar, características del aire contaminado y 
características y gestión de los subproductos generados[39]. 
 
Tabla 2.4 Procesos de endulzamiento de gas amargo. 
Tipo de 
Proceso 
Procesos 
Comerciales Uso Primario Aplicaciones Típicas 
Niveles 
Remoción 
Aminas MEA, DEA,DGA, MDEA activada 
Remoción de 
! 
H2S
CO2
 
Gas natural a transmisión, 
extracción de líquido 
combustible, gas de 
refinería a baja presión. 
4-150ppm 
H2S 
150ppm 2% 
CO2 
Solventes 
Híbridos 
Sulfinol, 
Crystasulf 
Remoción de 
! 
H2S
CO2
 Gas natural y gas de síntesis 
a presiones intermedias 
4-150ppm 
H2S 
150ppm 2% 
CO2 
Solventes 
Físicos 
Selexol, Fluor, 
Solvente rectisol, 
puriacl. 
Remoción de CO2 
Gas natural y gas de síntesis 
a presiones altas. 
4-150ppm 
H2S 
150ppm 2% 
CO2 
Carbonato de 
Potasio 
promovido 
Benfield catacarb Remoción de CO2 
Planta de H y NH gas 
natural a presión alta 
10-200ppmv 
H2S 
1000 ppmv 
2% CO2 
Aminas 
selectivas MDEA, flexorb 
Remoción 
selectiva H2S de 
gases con alto 
contenido de CO2 
Gas natural, tratamiento de 
gas de cola, gases de 
proyectos de inyección de 
CO2 
4-150ppm 
H2S 
 
Conversión 
directa de 
Azufre 
Streford, lo-cat 
Remoción 
selectiva de H2S 
Gas de cola, gas natural con 
bajos niveles de H2S. 
4-150ppm 
H2S 
 
Esponja de 
hierro 
Redox, Oxido de 
hierro. 
Remoción 
selectiva de H2S 
Gas natural y gas de síntesis 
a presiones altas. 
4-150ppm 
H2S 
 
Membranas Kvaerner, Natco - Cynara Remoción de CO2 
Gas natural y gas de síntesis 
a presiones altas. 2% CO2 
Resumen de información [1,6,29,33] 
Realizando un análisis detallado de todos estos factores se toman en consideración los sistemas 
de tratamiento que pueden solucionar el problema del H2S, dependiendo de la concentración y la 
eficiencia de cada una de las tecnologías que se mencionan a continuación se postulará el mejor 
tren de tratamiento para maximizar la producción de gas y cumplir con la legislativa en curso. En 
la Figura 2.1 se puede observar un proceso típico de endulzamiento y las etapas de proceso para 
que el gas natural quede dispuesto para venta. 
 
 25 
 
Figura 2.1 Procesamiento de endulzamiento de gas amargo en los complejos de gas [1,6,37]. 
Cuando el gas a tratar posee cantidades apreciables de hidrocarburos pesados se deben descartar 
los procesos con solventes físicos ya que estos absorben muchos de los hidrocarburos que se le 
deben remover al gas en el procesamiento (fraccionamiento); además estos hidrocarburos pesados 
terminan en el gas ácido lo cual creará problemas en la unidad recuperadora de azufre. 
 
El proceso DGA, el Sulfinol, el Stretford y las mallas moleculares solo pueden tratar corrientes 
de gas que posean contenidos intermedios de hidrocarburos pesados. La presencia de aromáticos 
como el benceno complica aún más el problema[1,29]. Los procesos con MEA, DEA, DIPA y 
carbonatos prácticamente no absorben hidrocarburos pesados. Solo los procesos con carbonato y 
con solventes físicos no pueden trabajar a presiones bajas pues su capacidad de absorción de 
gases ácidos depende de la presión parcial de estos, más información en las Tablas 2.4 y 2.5. 
Todos los procesos con aminas tienen solventes que sufren algún nivel de degradación y pueden 
requerir el uso de “reclaimer”. Como los procesos en lecho seco no tienen solvente con ellos no 
se presentan problemas de degradación; sin embargo en las mallas se pueden presentar problemas 
de sinterización y taponamiento lo cual hace que pierda su capacidad y eficiencia de remoción y 
sea necesario reemplazarlas; en el caso del hierro esponja aunque puede haber regeneración, por 
aspectos económicos y técnicos se recomienda reemplazarla [33]. 
 
2.2.1 PROCESO TÍPICO DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS (Fig. 2.2). 
• En este proceso el gas amargo se alimenta por el fondo de la columna absorbedora en 
contracorriente con la solución de amina. 
• Al ponerse en contacto ambas corrientes, la amina absorbe los gases ácidos (H2S y CO2). 
• El gas dulce sale por la parte superior de la columna; la amina rica abandona la torre por el 
fondo de la misma. 
• El gas dulce obtenido debe cumplir con especificaciones de venta, o se envía a deshidratación 
en caso de que el contenido de agua sea alto. 
 
 26 
TABLA 2.5 Recomendaciones generales de solventes. 
PROPIEDAD MEA DEA DGA SULFINOL MDEA 
Gas ácido removido 
3.1-4.3 6.7-7.54.7-7.3 4.0-17 3-7.5 
Relación 
0.33-0.40 0.20-0.80 0.25-0.38 0.2-0.80 
Relación 
0.12 ± 0.01-0.08 0.06-0.1 0.005-0.1 
Relación 
0.45-0.52 0.21-0.81 0.35-0.44 0.20-0.81 
Concentración de solución de amina 15-25 25-40 50-70 3 comp. varían 40-50 
Carga del rehervidor 
1000-1200 840-1000 1100-1300 350-750 800-900 
Rehervidor con vapor
! 
Q
A
=
Btu
hrft2
 9000-10000 6300-7400 9000-10000 9000-10000 6300-7400 
Rehervidor a calor directo
! 
Q
A
=
Btu
hrft2
 8000-10000 6300-7400 8000-10000 8000-10000 6300-7400 
Reclaimer con vapor c.d. 
! 
Q
A
=
Btu
hrft2
 6.0-9.0 6.0-8.0 
Temperatura normal del reboiler ºF 225.260 230-260 250-270 230-280 230-280 
Calor de reacción 
! 
Btu
lbH2S
 610 555-720 674 530-690 
Calor de reacción 
! 
Btu
lbCO2
 660-825 730-945 850 610-790 
Resumen de información [1,6,29,33] 
La absorción – desorción de gases ácidos es controlada por: 
 
• La constante de equilibrio. 
• La estequiometría (concentraciones). 
• En la absorción, el equilibrio se desplaza hacia los productos : Sales de Amina. 
• En el Agotador, el equilibrio se desplaza hacia los reactivos. Amina + Gases Ácidos. 
• Las reacciones son las siguientes: 
 
 
•La solución de amina rica se envía a regeneración a una columna de agotamiento a baja presión, 
precalentando la carga con la corriente de amina pobre. 
• La amina pobre del fondo de la regeneradora se recircula a la torre de absorción, enfriando 
previamente esta corriente. 
• Los gases ácidos recuperados se envían generalmente a un proceso de recuperación de 
azufre[1,6,29,33]. 
 
 
 27 
 
Figura 2.2 Proceso tipico de endulzamiento de gas natural con aminas. 
 
2.2.1.1 Factores a considerar en la selección de un proceso de endulzamiento de gas con 
aminas o químico. 
•Funcionamiento del proceso en términos de la especificación del gas tratado y la composición 
del gas ácido (sí es conveniente un proceso Claus). 
•Pérdidas de hidrocarburos ligeros o pesados (o componentes valiosos). 
•Experiencia e ingenio del diseñador en la adaptación del proceso. 
•Experiencia y método de tratamiento de impurezas que puedan estar presentes, tales como COS, 
NH3, aromáticos, etc. 
•Experiencia respecto a la corrosión, espuma u otros problemas operativos. 
•Costo de carga inicial del solvente. 
•Costo del reemplazamiento del solvente (Influenciado por temperatura del proceso, presión de 
vapor del solvente, estabilidad del solvente y pérdidas por evaporación). 
•Requerimientos de energía y gas de arrastre. 
•Costo por regalías del proceso [1,6,29]. 
 
2.2.2 PROCESO FÍSICO PARA ENDULZAMIENTO DE GAS (Fig. 2.3). 
•El proceso fue desarrollado por Allied Chemical Corporation. 
• Originalmente fue utilizado para remover CO2 de las plantas de amoniaco. Posteriormente se 
utilizó para remover H2S y CO2 del gas natural. 
• El solvente utilizado es químicamente estable, no tóxico y biodegradable. Puede utilizarse en 
operación hasta 175ºC. 
• El proceso es similar al de aminas. 
• El gas dulce sale por el domo de la columna y se envía a la torre de absorción de CO2, esta 
sección opera similar a la sección de remoción de H2S. 
 
 28 
 
Figura 2.3 Proceso físico de endulzamiento. 
 
•El solvente rico sale por el fondo de la torre y se envía al flash para separar el gas, comprimirlo 
y recircularlo al absorbedor. 
• El líquido del flash se precalienta y se envía a la columna de agotamiento a baja presión que 
utiliza vapor para regenerar el solvente. 
• El solvente pobre del fondo de la regeneradora se recircula a la torre de absorción, enfriando 
previamente esta corriente. 
•El gas ácido del domo de la regeneradora se envía a recuperación de azufre [1,6,29]. 
 
2.2.3 PROCESO HÍBRIDO PARA ENDULZAMIENTO DE GAS (Fig. 2.4). 
•Este proceso es distribuido por Shell Global Solution. 
•En éste tipo de proceso, el solvente físico hace la remoción gruesa de los gases ácidos; el 
solvente químico purifica el proceso de gas a niveles estrictos en un solo paso. 
• El solvente físico mejora la capacidad de la solución a altas presiones y concentraciones 
mayores de gas ácido. 
• El proceso es similar al de las aminas. 
• El gas dulce sale por la parte superior de la columna; el solvente rico abandona la torre por el 
fondo de la misma. 
•El gas dulce obtenido debe cumplir con especificaciones de venta, o se envía a deshidratación en 
caso de que el contenido de agua sea alto. 
• La mezcla de solventes rica se envía a regeneración a una columna de agotamiento a baja 
presión, precalentando la carga con la corriente de solvente pobre. 
•El solvente pobre del fondo de la regeneradora se recircula a la torre de absorción, enfriando 
previamente esta corriente. 
 
 29 
 
Figura 2.4 Proceso híbrido para el endulzamiento de gas. 
 
•Los gases ácidos recuperados se envían generalmente a un proceso de recuperación de azufre. 
•Otros procesos híbridos son: Proceso Selefining, este proceso fue desarrollado por 
Snamprogetti, usa aminas terciarias (MDEA), disueltas en un solvente orgánico con una pequeña 
cantidad de agua, es muy selectivo en cuanto la remoción de H2S y puede remover otras especies 
que contienen azufre. Tiende a co absorber hidrocarburos, lo cual se puede regular adicionando 
agua al solvente [1,6,29]. 
 
2.2.4 PROCESO DE MEMBRANAS PARA ENDULZAMIENTO DE GAS. 
 
2.2.4.1 SELECTIVIDAD DE MEMBRANAS. 
La zona de alta presión puede ser el interior o el exterior de los capilares, pero en todos los casos 
el gas a tratar entra por la zona de alta presión y ya tratado sale por la misma zona, como se 
observa en la Fig. 2.5.a; los gases removidos, o sea los gases ácidos, salen por la zona de baja 
presión. La zona de baja está a una presión del 10 al 20% de la presión alta. 
 
Algunas aplicaciones del uso de membranas: 
• Control del punto de rocío del agua e hidrocarburos para BN** (Figura 2.5.b) o transporte. 
• Deshidratación del gas natural. 
• Remoción de H2S o endulzamiento en sitios remotos para BN. 
•Acondicionamiento de gas combustible en sitios remotos. 
•Remoción de CO2. 
• Separación de Nitrógeno del gas natural (Fig. 2.5.c) de 17% a 4% máx. 
 
 
** Aligeramiento de columna por adición o bombeo de gas ligero, también llamado Bombeo Neumático (BN). 
 
 30 
 
Figura 2.5.a Esquema simple de membranas. 
 
 
Figura 2.5.b Separación con membranas en plataforma. 
 
2.2.4.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMAS DE MEMBRANAS. 
Ventajas: 
• Máxima flexibilidad de Operación. 
• Proceso pasivo y simple. 
• Alta eficiencia Operativa (típicamente mayor al 98%) 
• Mínima o ninguna atención de operación y mantenimiento. 
• Muy compacto y ligero (ideal para uso en plataformas). 
• Múltiples aplicaciones a temperatura ambiente. 
• Paros de planta mínimos y en el largo plazo. 
• Mínima demanda de servicios de Mantenimiento. 
• Bajos costos de inversión y operación [6]. 
 
 
 31 
 
FIGURA 2.5.c Sistema de membranas para el endulzamiento de gas. 
 
Desventajas: 
• Requiere alimentación libre de sólidos o líquidos. 
• Existe altas caídas de presión, por lo que se requiere compresión. 
 
2.2.5 TRATAMIENTO DE GAS AMARGO A ALTA PRESIÓN AMINA-CLAUS, CON 
TRATAMIENTO DE GAS DE COLA (Fig. 2.6). 
Ventajas: 
•El único equipo a alta presión es la unidad de absorción con aminas, por lo que el gas tratado 
puede seguir su linea de proceso y los gases ácidos trabajar a condiciones menos críticas. 
•Los gases ácidos de H2S y CO2 alimentan a la unidad Claus para convertir el H2S a azufre 
elemental. 
•El producto de la unidad Claus se alimenta a la unidad TGT (tratamiento de gas de cola por sus 
siglas en inglés) para la remoción de remanentes del azufre. 
•Esta combinación de procesos es económica para capacidad mayor de 30 Ton/día de azufre [6,33]. 
 
Desventajas: 
•Como se mencionó anteriormente el problema de operar con plantas claus es la gran cantidad de 
operarios. 
•Gran espacio para montar los equipos. 
•La necesidad de un gas ácido con relación CO2 – H2S muy específica para poder operar.32 
 
Figura 2.6 Tratamiento de gas amargo a alta presión Amina-Claus, con TGT. 
 
 
FIGURA 2.7 Proceso de hierro acuoso para recuperación de azufre. 
 
2.2.6 PROCESO DE HIERRO ACUOSO PARA RECUPERACIÓN DE AZUFRE (Fig. 
2.7). 
•El gas amargo se pone en contacto en una columna absorbedora llena de líquido. 
•El líquido de arrastre es quelato de hierro en medio acuoso con partículas de azufre elemental. 
 
 33 
•El H2S se convierte en azufre elemental en la torre absorbedora. 
•El gas dulce sale por el domo de la torre y el líquido rico por el fondo de la misma. 
•Para aplicaciones con presiones mayores a la atmosférica, el líquido rico pasa a un separador 
flash para separar los hidrocarburos absorbidos. El líquido rico se envía a un oxidador, donde se 
esparce para regenerar el líquido agotador. 
•El líquido regenerado pasa a un espesador donde están contenidas las partículas de azufre junto 
con el surfactante. 
•El licor regenerado retorna al absorbedor para repetir el ciclo. 
•El H2S se puede reducir a menos de 4 ppm Vol. 
•El CO2 afecta la operación y los costos de químicos. 
•El sistema de hierro-acuoso utiliza soluciones diluídas de quelatos. 
•A presiones parciales altas de CO2, es necesario la mayor solución de KOH para el control de 
pH y así evitar la formación de bicarbonatos sólidos. 
•Se requiere mayor circulación de líquido comparado con otros sistemas. 
•Para el manejo de la solución se requiere acero inoxidable. 
•Este proceso tiene problemas de degradación de los quelatos (forman radicales hidroxilos) en la 
sección de regeneración [1,6,34]. 
 
 
Figura 2.8 Proceso de hierro- acuoso combinado con aminas. 
 
2.2.7 PROCESO DE HIERRO-ACUOSO COMBINADO CON AMINAS (Fig. 2.8). 
•Endulzamiento de gas con aminas mediante absorción y regeneración de aminas a baja presión. 
•Los gases ácidos de H2S y CO2 de la columna agotadora se alimentan a la unidad Redox de 
hierro acuoso para convertir el H2S en azufre elemental. 
•Utiliza la tecnología probada de aminas a alta presión. 
•La unidad redox de hierro acuoso opera cercano a la presión atmosférica. 
•Puede presentar problema de taponamiento en la sección de baja presión. 
 
 34 
•Existe aun el efecto por la alta concentración de CO2. Se debe agregar sosa caústica para control 
de pH y evitar la precipitación de bicarbonatos [1,6,34]. 
 
2.2.8 PROCESO PARA ENDULZAMIENTO DE GAS A ALTA PRESIÓN Y 
RECUPERACIÓN DE AZUFRE (Fig. 2.9). 
 
 
Figura 2.9 Proceso para endulzamiento de gas a alta presión y recuperación de azufre. 
 
•El proceso utiliza una solución no acuosa con una alta solubilidad para el azufre elemental. 
•El azufre elemental permanece en solución por lo tanto no hay sólidos en el líquido que circula 
en el absorbedor. 
•Este evita los problemas que hacen los procesos acuosos de recuperación de azufre e 
inconvenientes para tratamiento a alta presión. 
•El H2S reacciona con el SO2 para producir azufre elemental. 
•No existe posibilidad de taponamiento, ya que no hay sólidos en el absorbedor o tanque flash. 
•La solución rica se envía a un tanque flash, y después a un cristalizador a una temperatura más 
baja, para formar los cristales de azufre elemental. 
•El azufre sólido existe sólo en el área de cristalización / filtración. 
•El cristalizador derrama a un tanque de balance. 
•El calentador antes del tanque de balance asegura que el azufre esté disuelto para retornarlo al 
absorbedor por medio de una bomba de desplazamiento positivo. 
•La solución Crystasulf no es corrosiva [1,6,29,34]. 
 
2.3 AVANCES TECNOLÓGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS. 
Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños y muy aislados, hay también gas de 
muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a 
las reservas probadas de gas por los altos costos de producción, incluyendo los costos de 
 
 35 
procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, por lo que no son 
económicamente viables. Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación 
del Gas Natural, como el IGT (Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas 
Association); la IGU (International Gas Union) y la GPSA (Gas Processors and Suppliers 
Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para crear nuevos equipos, 
materiales y procesos que permitan tener tecnologías de purificación del gas que hagan 
explotables los yacimientos de gas que hasta ahora no lo son. Otra de las razones que motivan la 
investigación en el área de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las 
emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC) especialmente en los procesos de 
regeneración de los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la 
disposición final del azufre obtenido en la remoción del sulfuro de hidrógeno. En el desarrollo de 
equipos de endulzamiento de gas la tendencia es que sean más eficientes, pero además 
integrados** y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fácilmente para 
poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso. En el desarrollo de materiales 
se pretende tener a disposición materiales menos costosos, más eficientes y amistosos con el 
medio ambiente. Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener 
procedimientos eficientes, económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en 
menor cantidad. 
Dentro de los desarrollos tecnológicos en la industria del procesamiento del gas se pueden 
mencionar los siguientes: 
 
• Uso de membranas para endulzamiento del gas (El uso de las membranas que se mencionó 
anteriormente). 
• Remoción del H2S usando inyección directa de barredores de estos a la tubería. 
• Uso de nuevos materiales como la N-Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento 
[1,6,29,34]. 
 
2.3.1 BARREDORES DE H2S. 
Actualmente en la industria del gas [6] se está trabajando en el desarrollo de químicos barredores 
de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina. En los procesos y equipos requeridos para su 
aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el 
medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas 
obteniendo uno residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta 
ahora. 
El GRI (Gas Research Institute) está patrocinando un programa de evaluación de tecnologías de 
barrido de H2S como parte de un proyecto global de remoción y recuperación de azufre. Uno de 
los objetivos principales de este trabajo es desarrollar un conocimiento más sólido de los 
fundamentos de barrido con inyección directa. 
En el área del barrido con H2S, los ingenieros han buscado siempre reducir los costos de capital 
eliminando recipientes contactores e inyectando los químicos directamente a la tubería. Esta 
aproximación de inyección directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil de aplicar con 
éxito, siendo los principales problemas los resultados de remoción de H2S y costos. 
Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover 
concentraciones de este, en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los sistemas 
 
** Por integrado se refiere a equipos multitarea que manejan diferentes operaciones en uno como remediación, 
tratamiento y recuperación de aminas o como los WTSV tratadores de aceite para dar servicio a plataformas. 
 
 36 
convencionales de endulzamiento con aminas no son métodos económicos de tratamiento 
especialmente cuando no se requiere la remoción de CO2. Históricamente, la industria de 
producción de gas ha usado procesos de barrido de H2S no regenerativos. En estos procesos un 
agente barredor reacciona irreversiblemente con este ácido. Los productos de la reacción se 
separan del gas tratado y se desechan. 
Los agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se aplican generalmentea través de uno de los 
siguientes métodos: 
 
1.-Aplicación por intervalos de tiempo del agente secuestrante líquido en una torre contactora con 
aspersión. 
2.- Aplicación por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes sólidos en una contactora de 
lecho fijo. 
3.- Inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. 
 
Estudios de campo han demostrado que el desempeño de los sistemas con inyección directa de 
barredores es más difícil de predecir que los métodos basados en torres contactoras porque la 
fundamentación teórica asociada con su comportamiento y costos es bastante desconocida y 
porque los parámetros de aplicación, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla líquido 
– gas y tiempo de contacto varían ampliamente de un sitio a otro. 
Como resultado la remoción de H2S, el uso de químico y los costos del mismo son bastantes 
específicos en cada sitio y no se pueden predecir con facilidad [6,34,47]. 
 
2.4 ÁREA DE TRABAJO EN PLATAFORMA. 
Como se mencionó en un principio, el problema del tratamiento de gases ácidos es difícil de 
abordar, y debido a que desarrollamos el trabajo en una plataforma, se complica debido a la 
restricción en el espacio (áreas pequeñas) y la falta de los servicios que en tierra consideramos 
normales como el agua, energía eléctrica y demás por lo que es necesaria una breve descripción 
de la misma. 
 
Una plataforma marina es una estructura metálica o de concreto que forma parte de un sistema de 
explotación de hidrocarburos en el mar, cuya función principal es la de alojar equipos, tuberías y 
módulos de diferentes servicios, etc. 
 
Un sistema de explotación marino se define como un conjunto de equipos necesarios para extraer, 
procesar y transportar hidrocarburos que se localizan en mantos petrolíferos cuya extensión total 
queda comprendida bajo el fondo del mar. En la Figura 2.10 observamos la disposición de 
equipos en un octópodo el cual consta de varias secciones de 18.29 * 18.29 metros, aunque 
algunas plataformas están comprendidas por solo tetrápodos de 18.29 * 18.29 metros por lo que 
la instalación de una planta endulzadora se encuentra muy restringida. 
 
 
 37 
 
Figura 2.10 Localización de equipos en la cubierta de una plataforma. 
 
 
 
 
Figura 2.11 Superestructura en construcción de una plataforma tipo jacket. 
 
Los componentes básicos que constituyen de forma general a las plataformas marinas y sus 
complejos (Fig. 2.12) son tres principalmente [5]: 
• Superestructura. 
• Subestructura. 
• Cimentación **. 
 
** Para mayor información consultar anexo. 
 
 38 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.12 Complejo estructural a base de plataformas fijas de acero tipo “jacket”. 
 
Las plataformas marinas están expuestas a diferentes tipos de necesidades: 
• Cargas verticales (peso propio, flotación, carga muerta, carga viva, carga de equipo) 
• Cargas ambientales (viento, oleaje y corriente) 
• Accidentales (sismos) 
 
Los sistemas estructurales utilizados actualmente para la explotación de hidrocarburos costa-
fuera se clasifican de la siguiente manera: 
• Plataformas Fijas. 
• Plataformas Semi-sumergibles. 
• Plataformas Auto-elevantes. 
• Plataformas con piernas tensionadas (TLP Tension legs plataform). 
• Plataformas tipo torre atirantada. 
• Barcos de producción, almacenamiento y descarga (FPSO Floating production storage 
and offloading también conocido como WSTV). 
• Sistemas de producción de submarinos. 
 
2.4.1 PLATAFORMAS MARINAS TIPO “JACKET”. 
Estos sistemas se caracterizan por encontrarse asentados sobre el suelo marino extendiéndose 
hasta la superficie. Se denomina a estas estructuras como tipo jacket (Fig. 2.11), debido a que las 
piernas en su interior alojan a los pilotes (los cuales constituyen la cimentación del sistema). 
Plataforma para Quemador 
Puente de 
intercomunicación 
Plataforma de 
telecomunicaciones 
Plataforma de perforación 
Plataforma 
habitacional 
 
 39 
2.4.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FORMA ESTRUCTURAL Y TIPO DE 
SERVICIO. 
Las plataformas marinas fijas de acero tipo jacket se pueden clasificar en función de su forma 
estructural y de acuerdo al tipo de servicio con el que cuente, según se aprecia a continuación [5]: 
! 
 
Trípodes. 
Tetrápodos. 
Octópodos. 
Dodecápodos. 
Estructuralmente. 
.. 
Estructuras ligeras. 
 
Perforación. 
Inyección. 
Producción. 
Enlace. 
Habitaciones. 
Compresión de gas. 
Rebombeo. 
Telecomunicaciones. 
Recuperadoras. 
Quemadoras. 
Plataforma marina fija 
de acero tipo 
Jacket. 
 . 
Tipo de servicio. 
.... 
De apoyo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 40 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 41 
El presente capítulo aborda los usos y recomendaciones de diseño para equipos montados en 
plataforma así como su operación y mantenimiento. 
 
3.1 DEFINICIÓN DEL PROYECTO. 
La definición de la planta/proyecto es ciertamente el primer orden en los negocios, esta responde 
a las siguientes preguntas: 
 
a. ¿Es realmente necesaria la planta? 
b. ¿Dónde se encuentra localizada? 
c. ¿Se requiere un sistema de recolección de gas amargo extenso? 
d. ¿La tubería más cercana instalada debe ser cercana a la línea de gas y cuanto 
cuesta ? 
e. ¿Es fácil la obtención del contrato de la venta de gas?. 
f. ¿Qué especificaciones de tubería de gas se deben de cumplir? 
g. ¿La planta requiere de operación continua o parcialmente desatendida? 
h. ¿Es viable una planta eléctrica o debe ser generada en el sitio? 
i. ¿Los requerimientos de proceso disponibles y el agua de enfriamiento son 
adecuados? 
j. ¿El enfriamiento con aire a sido maximizado?. 
k. ¿ Qué hacer con las líneas de desperdicios? 
l. ¿Qué se hace con el azufre enviado o almacenado? 
 
Como observamos en el capítulo anterior, los equipos necesarios para llevar a cabo el proceso de 
endulzamiento tienen características propias que debemos observar para determinar los más 
adecuados al montarlos en las plataformas. Para ello tenemos las siguientes: 
 
3.1.1 CONSIDERACIONES. 
El diseño del equipo de tratamiento de gas amargo que se instalará en la plataforma contempla 
los siguientes puntos: 
 
• Dimensionamiento apropiado. 
El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del solvente es importante por 
los siguientes aspectos: se evitarán velocidades excesivas, agitación y turbulencia y debe de haber 
espacio adecuado para la liberación del vapor. 
 
• Acondicionamiento del Gas de Entrada. 
Es especialmente importante la filtración y remoción de líquidos presentes en el gas de entrada; 
tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionan problemas en las 
plantas de aminas. Se deben remover partículas de hasta 5 micrones. 
 
• Selección de Materiales. 
La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero por 
las condiciones de corrosión, presión y temperatura a las que tienen que trabajar, es muy común 
hacer operaciones de reposición de piezas o partes debido a su deterioro por corrosión, al cabo de 
tiempos de trabajo relativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosión 
con espesor de tolerancia de aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y además 
 
 42 
monitoreo del problema. 
 
• Filtrado de la Solución 
Es una de las claves más importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de aminas. 
Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el 
hecho de que éste se presente es una prueba de la necesidad de filtración. Estos remueven 
partículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los 
sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se retiran tienen tendencia a formar espumas y 
crear problemas de corrosión. Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo 
el promedio entre 20y 25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la 
solución, pero se requiere mayor mantenimiento de estos. La caída de presión a través del filtro 
se toma como referencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro puede variar desde uno 
hasta varios micrones, dependiendo de las características de las partículas a remover, pero una 
selección de un filtro de 10 micras es típica y al parecer adecuada. 
 
• Pérdidas y Degradación de las Aminas. 
Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe 
reemplazar y esto representa una fracción apreciable de los costos de operación. El solvente 
degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosión y contribuye a la formación 
de espumas. Éstas se pueden reducir usando ”reclaimers” y filtros, instalando despojadores a la 
salida de la contactora y el regenerador, teniendo colchón de gas (Gas Blanketing) en el 
almacenamiento del solvente y diseñando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor 
para reducir el flujo del mismo. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a 
temperaturas mayores de 148.89°C a 3.45 bar. y cuando es aceite caliente, su temperatura no 
puede ser mayor de 176.67 °C. 
 
• Formación de Espumas. 
Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas – líquido 
y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces es necesario el uso de inhibidores de 
espumas e indispensable el trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la 
cantidad del mismo. Algunas veces una pequeña cantidad de inhibidor puede resolver el 
problema, pero una mayor lo puede reiniciar. Cuando se observa una caída de presión alta en la 
contactora se debe realizar una inspección del antiespumante. La formación de espumas se debe 
intentar controlar con el uso del “reclaimer” y filtración, el uso de inhibidores será un último 
recurso pues estos sólo controlan el problema, no lo resuelven. Una causa de formación de 
espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensación de hidrocarburos en la 
contactora, esto se puede manejar manteniendo la temperatura de la solución pobre (la que está 
entrando a la contactora) a una temperatura 10 a 15°C por encima de la del gas de entrada y para 
gases muy agrios se pueden requerir diferencias aún mayores como se menciono en el capitulo 
anterior. 
 
• Operación del Regenerador 
Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos, pero 
también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. Las soluciones 
de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 126.67 °C (137.78 °C 
para la DGA) el promedio es entre 110 y 115.55°C para prevenir la degradación térmica. Cuando 
se tiene una planta recuperadora de azufre, la presión del regenerador requerida para forzar el gas 
 
 43 
a ésta unidad puede resultar en temperaturas más altas. El diseño del rehervidor también 
involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la 
liberación del vapor, y éstos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de líquido para 
garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h. 
 
• Operación del “Reclaimer”. 
La función del reclaimer es reversar las reacciones de degradación de las aminas, destilando las 
que son recuperables y el vapor de agua , dejando un producto no regenerable, con aspecto de 
lodo, el cual hay que remover periódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y 2% de la tasa de 
circulación del solvente y debe tener orificios de acceso para quitar los residuos no regenerables. 
Algunos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de forma continua, a veces al vacío y 
en ocasiones a presiones ligeramente por encima de la presión atmosférica. 
 
• Corrosión 
Esta es quizás la principal preocupación en la operación de una planta de endulzamiento y los 
procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas de 
endulzamiento, también sirven para controlar la corrosión. Una planta de aminas diseñada 
adecuadamente, debe tener la posibilidad de instalar termoposos, que permitan monitorear el 
problema de corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso se 
debe garantizar la compatibilidad del inhibidor, con la solución del solvente para evitar 
problemas de espumas y degradación de éste [1,6,21,29]. 
 
3.2 CRITERIOS DE DISEÑO PARA LOS EQUIPOS MONTADOS EN PLATAFORMA 
[3]. 
 
3.2.1 RECIPIENTES. 
Los recipientes de proceso y de servicio son usados para mantener líquidos por un período 
específico de tiempo y para la separación de líquidos inmiscibles con diferentes densidades. 
Estos recipientes pueden ser de dos tipos: Verticales y horizontales. 
 
Verticales: Al igual que las torres deben ser localizados de 2.5 a 3 diámetros alejados entre si, de 
centro a centro. Los acumuladores verticales pequeños deberán estar espaciados de 3 a 4 
diámetros alejados entre si, los tanques de oscilación hidráulica (surge) deben alinearse con las 
torres. Horizontales. Los recipientes horizontales y los tanques de surge se deben de alinear con 
respecto a los acumuladores montados a nivel de piso, buscando la armonía con el flujo de 
proceso y que las líneas de tubería se acorten. Los recipientes con grandes volúmenes de líquido 
deberán ser instalados a una altura pequeña y preferiblemente a nivel de piso. De hecho todos los 
recipientes incluyendo torres e intercambiadores deben de localizarse a nivel de terreno si se 
considera que no hay factores especiales de proceso que requieran la elevación del equipo, en 
cuyo caso se debe de decidir la mínima elevación permisible por encima de piso, para lo cual se 
deben de tener en cuenta las características de operación y mantenimiento [1,3]. 
 
Las elevaciones mínimas son: 
 
• Recipientes: 0.9 a 1.5 m desde el fondo del suelo. 
• Torres: 0.9 a 1.5 m de altura del faldón. 
• Intercambiadores: 0.7 a 1.3 m desde el fondo al suelo. 
 
 44 
3.2.2 ACUMULADORES. 
Los acumuladores se localizan juntos y próximos al nivel de montaje de los condensadores. El 
extremo del acumulador se localiza abajo del condensador y es necesario hacerlo mediante una 
estructura. Los acumuladores horizontales de reflujo deberán ser espaciados alrededor de 2 
diámetros alejados entre sí[3,6]. 
 
3.2.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO. 
El almacenamiento intermedio en recipientes se lleva a cabo frecuentemente en áreas adyacentes 
a las unidades de proceso con las bombas de transferencia localizadas a lo largo de esta área. Los 
tanques de almacenamiento final normalmente, están alejados del área de proceso [3,6]. 
 
3.2.4 SEPARADORES. 
La distancia mínima a las unidades de procesos es de 100 pies, para que se localicen lejos de los 
edificios y caminos principales sujetos a tráficos pesado [3,6]. 
 
3.2.5 CRISTALIZADORES. 
La altura mínima esta determinada por los requerimientos de NPSH de la bomba de producto, no 
es buena práctica poner la bomba en una fosa localizada directamente bajo el cristalizador para 
obtener dicho requerimiento, dado que en muchas ocasiones es necesario bajar la calandria. Las 
piernas barométricas deberán al menos tener 10 m desde la base del recipiente hasta el nivel 
dentro de la fosa barométrica y las mismas idealmente deberán ser verticales. 
También se proveerán plataformas para propósitos de limpieza de cada boca manual, permitiendo 
4 m2 de plataforma libre por cada obertura, además ésta puede ser necesaria para la limpieza del 
haz de tubos y la reparación de estos. Debe tener un área para el uso de limpiadores mecánicos 
de tubos y para la remoción y reemplazo de estos. Esto puede significar tener un tablero 
removible arriba del cristalizador. Debe de proveerse espaciamiento necesario para agregar 
tubería y válvulas adicionales, de modo de que cada cristalizador pueda ser sacado deoperación 
sin interrumpir el proceso [3,6,28]. 
 
3.2.6 HORNOS Y EQUIPOS CON FUEGO. 
La regla general es que el equipo con fuego deberá ser localizado por lo menos 15m alejado de 
otros de proceso peligroso o de equipos que pudieran ser una fuente de salpicado o fuga de gases. 
Los equipos de proceso (tales como reactores, fraccionadoras y columnas de destilación) que se 
encuentren conectados a la salida de los hornos, se deberán localizar tan cerca como sea posible, 
de manera que las líneas de transferencia sean lo más cortas y sencillas posibles; además es 
conveniente considerar una política de chimeneas comunes, tomando en cuenta, por seguridad, 
las distancias mínimas hacía otros equipos recomendados. 
Otros factores que afectan a la localización son el manejo de los efluentes líquidos, los gaseosos 
relacionados con otras plantas y la aproximación de servicios para equipos con fuego. 
 La distancia desde el horno a los equipos de proceso más cercano son: 
 
• 6 a 10 m para hornos circulares 
• 12 a 18 m para hornos tipo caja 
 
Las tuberías podrán ser localizadas dentro de las distancias de seguridad. Se deberá proveer un 
espacio libre entre horno y horno; estas áreas deberán ser dos veces su ancho (de centro a centro) 
 
 45 
Serán arreglados en una línea común con base en las chimeneas siempre que sea posible, y éstas 
deberán de ser localizadas en el lado o el extremo más alejado de la unidad [6,pw2,28, API-RP-55-1995]. 
 
3.2.7 ANTORCHAS. 
La localización requerida precisa que los vientos dominantes soplen en dirección contraria a 
donde se encuentran localizadas las unidades de proceso y sobre terreno alto. Si se está en terreno 
accidentado, la distancia mínima entre el quemador y las unidades de proceso es de 60 m. 
 
3.2.8 TORRES. 
Para la localización de torres de proceso en planta, es necesario considerar tres tipos de líneas: 
 
• Líneas principales de proceso. Tales líneas serán más cortas si las torres son 
arregladas en la secuencia de flujo de proceso, y tan cercanas unas a otras, como las 
dimensiones de equipo y espacio que para el acceso lo permitan. 
• Líneas entre equipos asociados. El espaciamiento de las torres depende del número y 
de las dimensiones de otros equipos conectados a ella. El segundo grupo de líneas en 
el diagrama de flujo de proceso que conectan entre sí plantas estrechamente 
relacionadas, tales como la salida de fondos a bombas, circuito de reflujo al calentador 
o líneas de alimentación y de productos terminales. 
• Líneas de alimentación de productos de diámetro pequeño. Las torres (fraccionadoras, 
deshidratadoras, etc.) así pues, deben ser localizadas tan cerca como sea posible del 
rack de tuberías. 
 
El lado anterior de las torres deberá conservarse libre para tener acceso, las localizadas en líneas 
con plataformas conectadas entre si, son algunas veces preferidas para el acceso, mantenimiento 
y operación adecuada. Las torres de fraccionamiento son localizadas en una línea de centros 
común de 3.5 a 4.5 m alejada del rack de las columnas [6,28]. 
 
3.2.9 INTERCAMBIADORES DE CALOR. 
Los intercambiadores deben de estar agrupados en filas con los ejes de las boquillas de las 
canales , en un plano vertical común, para presentar una apariencia estética y para facilitar los 
detalles de tubería, éstos pueden apilarse, pero nunca serán más de tres. Los intercambiadores 
conectados en serie o en paralelo pueden ser situados uno encima de otro hasta alturas 
aproximadamente de 4m. 
 
En la colocación de intercambiadores de calor, se deben de tener en consideración los siguientes 
puntos: 
 
• Los intercambiadores deberán estar inmediatos adyacentes a otros equipos como los re 
hervidores y deberán estar localizados cerca de sus respectivas torres; los 
condensadores deberán estar cerca de sus tanques de reflujo y a la vez, cercanos a las 
torres. 
• Deberán encontrarse cercanos a otros equipos de proceso, por ejemplo, los 
intercambiadores en circuitos cerrados con bombas (circuitos de reflujo) en el caso de 
una salida de flujo a través de un intercambiador desde el fondo de un recipiente, con 
el objeto de tener la líneas de succión a las bombas de menor longitud. 
 
 46 
• Los intercambiadores, enfriadores de producto, por ejemplo, deberán ser colocados 
entre el equipo de proceso y el límite de batería de la unidad, con objeto de minimizar 
el recorrido de tuberías a altas temperaturas 
 
Cuando se requiera que un intercambiador de calor sea removido como una unidad completa para 
limpieza y arrastre, deberá proveerse de un adecuado espacio en los extremos para 
desmantelamiento. La mayoría de los cambiadores están localizado con la base más o menos 1 m 
arriba del nivel del piso. Los intercambiadores en batería a nivel de terreno suelen estar 
espaciados 0.9 m entre ellos. Las especificaciones de diseño, normalmente limitan la altura 
máxima de intercambiadores, que es de 1.5 m a la parte alta de la coraza, de forma que el equipo 
móvil pueda manejar convenientemente el haz de tubos en caso de ser necesaria su extracción 
[6,26,28]. 
 
3.2.10 BOMBAS. 
Las bombas se localizarán tan cerca como sea posible y a nivel de piso de los recipientes que 
succionan. Generalmente la elevación será gobernada por el tipo de bomba seleccionada y en 
relación del servicio y el líquido de bombeo. Deberá evitarse que las mismas estén localizadas 
bajo el nivel de piso, ya que esto involucra trabajo civil costoso (por las estructuras de soporte 
involucradas) y problemas de drenaje. Las localizadas en puntos elevados generalmente causarán 
problemas de vibración en el diseño de estructuras. Las bombas centrifugas de tipo lata requieren 
espacio en la parte frontal para remoción de la flecha y mantenimiento en el impulsor. Cuando se 
tiene varias bombas deberán localizarse de manera que queden alineadas y estéticamente bien 
distribuidas, normalmente bajo el rack de tuberías. En general el equipo mecánico deberá ser 
colocado de tal forma que su mantenimiento y operación no sea interferido por problemas de 
acceso [1,6,27,28]. 
 
3.2.11 RACK DE TUBERÍAS. 
La distribución en la planta determina el recorrido de tuberías y los arreglos típicos de los 
equipos. 
 
• En plantas grandes, el rack de tuberías será más complicado cuando las materias 
primas, servicios auxiliares y productos terminados entran o salen del límite de batería 
en los diferentes lados, por lo que debe de ser de tipo T. 
• Los soportes tipo U se utilizan en plantas donde se requiere que tengan a lo largo de 
las tuberías unidades de proceso a cada lodo; esto se aplica también para los soportes 
tipo Z. que puede ser una combinación de soportes tipo L y tipo T. 
• Los soportes tipo U también se utilizan cuando se requiere algún tipo de carga y 
descarga, como pueden ser furgones o carros tanque. 
 
La elevación se determina por los requerimientos más críticos de acuerdo a lo siguiente: 
• Altura mínima necesaria para cruce de camino. 
• Altura mínima necesaria sobre accesos a equipo localizado bajo el rack. 
• Altura para interconexión de líneas que estén localizadas en el lecho de tuberías de 
equipo localizado a los lados del rack. 
• La altura del rack no deberá ser mayor de lo necesario para minimizar la longitud de 
tuberías verticales. 
 
 
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La longitud del rack de tuberías es gobernada por el número y dimensiones del equipo, 
estructuras y edificios localizados a ambos lados del rack. Se requiere como promedio, alrededor 
de 3 m de longitud de rack por cada pieza de equipo (intercambiadores, tanques, torres, 
compresores, etc.) para plantas petroquímicas. 
Los soportes de tuberías deben ser dimensionados para permitir expansiones futuras de la planta 
y deben ir en paralelo al sistema de caminos para conservar despejadas las áreas de proceso [1,6,28]. 
 
Para poder seleccionar el proceso adecuado para la composición de gas amargo tratado con las 
condiciones de México, es necesario conocer las limitaciones del lugar, la reglamentación