Revista Sinapsis. Vol. 1, Nro 22, junio de 2023, ISSN 1390 – 9770
https://www.itsup.edu.ec/sinapsis
Unidades de endulzamiento por aminas de planta de gas
Gas plant amine sweetening units
Jerry Harold Fletcher, M.Sc. MBA, PMP®
Universidad Autónoma Gabriel René Moreno. Facultad de Ciencias Económicas y
Empresariales. Unidad De Postgrado, Santa Cruz-Bolivia.
Recibido: 22-12-2022 Aprobado: 23-04-2023
Resumen
Un combustible alterno que ha surgido actualmente es el gas natural. El gas natural es
una mezcla de hidrocarburos gaseosos formado principalmente por metano. Sin embargo,
debido a que se encuentra en depósitos naturales subterráneos viene acompañado de
diversas impurezas o contaminantes, entre los cuales están los gases ácidos H2S y CO2
que provocan corrosión en las líneas y equipos de proceso dificultando su distribución,
disminuyen su poder energético e incrementan la toxicidad en los gases emitidos durante
la combustión. Para la remoción o eliminación de estos compuestos ácidos del gas se
utilizan sistemas de absorción – desorción utilizando un solvente selectivo. El gas
alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce
generalmente como “endulzamiento”. Existen diversas patentes para llevar a cabo el
proceso de endulzamiento del gas natural, las cuales difieren en el tipo y composición del
solvente empleado. El aumento en la demanda de gas natural obliga a mejorar el proceso
de endulzamiento, al incrementar la producción de gas dulce y disminuir los costos de
operación. Estudios realizados en esta área se encaminan a la reducción de pérdidas de
amina, mediante la manipulación de las variables operativas e implementación de
dispositivos, obteniéndose excelentes resultados en el ahorro de costos sin alterar la
capacidad ni la calidad de endulzamiento. Como ya se tiene comprobado, las mezclas de
aminas son el mejor método para incrementar la capacidad o mejorar la eficiencia en las
unidades de endulzamiento. Actualmente, el enfoque está dirigido hacia las aminas
secundarias y terciarias, particularmente sobre el uso de mezclas de dietanolamina (DEA)
y metildietanolamina (MDEA) para llevar a cabo la separación del CO2. Se puede trabajar
con cualquier mezcla de aminas en solución acuosa o se le puede añadir a ésta un solvente
físico para su estudio.
Palabras claves: Endulzamiento, Aminas, Planta de gas
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Abstract
An alternative fuel that has emerged today is natural gas. Natural gas is a mixture of
gaseous hydrocarbons formed mainly by methane. However, because it is found in natural
underground deposits, it is accompanied by various impurities or contaminants, among
which are the acid gases H2S and CO2 that cause corrosion in the lines and process
equipment, making its distribution difficult, reducing its energy power and increasing
toxicity in the gases emitted during combustion.
For the removal or elimination of these acid compounds from the gas, absorption-
desorption systems using a selective solvent are used. The fed gas is called "bitter", the
product "sweet gas", and the process is generally known as "sweetening". There are
several patents to carry out the natural gas sweetening process, which differ in the type
and composition of the solvent used. The increase in the demand for natural gas makes it
necessary to improve the sweetening process, by increasing the production of sweet gas
and reducing operating costs. Studies carried out in this area are aimed at reducing amine
losses, through the manipulation of operating variables and the implementation of
devices, obtaining excellent results in cost savings without altering the capacity or quality
of sweetening. As already proven, amine blends are the best method to increase capacity
or improve efficiency in sweetening units. Currently the focus is directed towards
secondary and tertiary amines, particularly on the use of mixtures of diethanolamine
(DEA) and methyldiethanolamine (MDEA) to carry out CO2 separation. You can work
with any mixture of amines in aqueous solution or you can add a physical solvent to it for
study.
Keywords: Sweetening, Amines, Gas plant
Introducción
La aportación de este trabajo es hacer que la planta piloto de endulzamiento opere de
forma continua e identificar los principales problemas por los cuales se obtienen buenos
resultados en la absorción, pero ninguno en la desorción, así como el diseño de los
intercambiadores de calor que darán solución a este problema y con los cuales se
obtendrán mejores resultados en ambas partes del proceso y en la operación general de la
planta. Se propone este proyecto para realizar un diseño de una unidad de endulzamiento
por aminas de la planta de gas la Vertiente para tratamiento de una corriente de gas
corrosiva procedente del campo caigua así también explotar el potencial hidrocarburífero.
Desde el punto de vista técnico, el motivo que llevo a realizar el presente proyecto, tiene
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como justificación, explotar el potencial hidrocarburifero del campo caigua, y para tal
propósito, se debe realizar el tratamiento adecuado, implementado una unidad de
endulzamiento en la planta de tratamiento de gas la vertiente, dado que en la actualidad
procesa un gas con un contenido bajo en CO2, razón por la cual, no cuenta con dicha
unidad. Con la implementación de la nueva unidad, la planta podrá procesar un gas
corrosivo y obtener un gas dulce, libre de impurezas, bajo especificaciones de venta y se
dará un aprovechamiento óptimo de las instalaciones, para que se pueda obtener un gas
apto para su transporte y comercialización.
La implementación de una unidad de endulzamiento se realiza con el fin de la remoción
de los contaminantes presentes en el gas natural, de esta manera, evitar en un futuro daños
a los equipos e instalaciones en Planta La Vertiente, dando lugar a la viabilidad económica
que se tiene al reducir gastos en mantenimiento y producción del mismo, por otra parte,
se obtendrá una mayor entrega de los volúmenes de producción de gas tratado por parte
de la Planta, lo cual tendrá como beneficio: cumplir con el contrato de gas de venta
pactada con mercado interno y externo y por ende recibir mayores ingresos económicos
por renta petrolera. Con la ejecución y realización del presente proyecto se dispondrá de
nuevos volúmenes de gas tratado, de tal manera que ayude a satisfacer con la necesidad
del mercado interno y externo del país, por otro lado, la puesta en ejecución del proyecto
traerá consigo la generación de empleos directos e indirectos para su desarrollo.
Materiales y métodos
Gas Natural
El gas natural es una mezcla gaseosa inflamable que se encuentra con o sin aceite en los
yacimientos, en donde es predominante el metano (CH4) y algunas moléculas pesadas de
parafinas (CnH2n+2).
Se encuentra en la naturaleza como “gas natural asociado” cuando está acompañado de
petróleo, y como “gas natural no asociado” cuando no está acompañado de petróleo. A
diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación para procesarlo
y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el gas natural son
fácilmente separadas por procesos físicos relativamente sencillos. Beggs (1984) señala
que las impurezas que se encuentran en el gas natural son principalmente dióxido de
carbono (CO2), ácido sulfhídrico (H2S) y nitrógeno (N2). Estas impurezas deben ser
removidas antes que el gas sea comercializado como combustible, o sea derivado para
otras aplicaciones industriales. (Barreto, N y Cruz G., 2008)
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Composición del gas natural
La composición del gas natural depende de la geología, no existe una composición o
mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas
tiene su propia composición, de hecho, dos pozos de un mismo yacimiento pueden tener
una composición diferente entre sí.
En la Tabla 1 se exponen los componentes más comunes del gas natural y sus fracciones,
más adelante en la Figura 1.2 se aprecian los constituyentes del gas natural, dándonos así
una mejor idea sobre la composición del gas natural. (Campbell, 1994)
Tabla 1: Componentes del gas natural
Componente
Composición (Vol. %)
Hidrocarburos
Húmedo
Rango
Seco
Metano
84.07
96.0
Etano
6.4
2.0
i-Butano
1.2
0.18
n-Butano
1.4
0.12
i-Pentano
0.4
0.14
n-Pentano
0.2
0.006
Hexano
0.4
0.10
Heptano+
0.1
0.80
No hidrocarburos
Dióxido de Carbono
0-5
Ácido Sulfhídrico
0-5
Nitrógeno
0-10
Hello
0-0.5
Argon
0-0.05
Fuente: Guo & Ghalambor, 2009
Figura 1: Constituyentes del gas natural
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Fuente: PERUPETRO S.A “Componentes básicos del gas natural”, septiembre 2010
Proceso de endulzamiento o desacidificacion
El endulzamiento del gas natural cubre lo inherente a la eliminación de los componentes
ácidos que, por lo general, contiene el gas en su estado natural. En consecuencia, el
nombre más apropiado debió ser desacidificación. De las primeras traducciones tomadas
del inglés “sweetening” procede de la palabra que ahora se emplea y que se fijó de manera
permanente entre los ingenieros y operarios de la industria.
El término “tratamiento” es mucho más amplio, porque introduce, además del
endulzamiento del gas natural, la eliminación del agua y otros componentes indeseables.
El desarrollo y crecimiento de la industria del gas natural ha dependido del desarrollo de
la tecnología o “Know how” para resolver problemas de procesos y transportes.
El endulzamiento del gas natural con aminas comenzó hace aproximadamente 150 años.
Luego de unos pocos años de utilizar tri etanolamina, la mono etanolamina
domino el mercado. La operación se caracterizó por bajas concentraciones de amina,
picos bajos de gases ácidos, altos rangos de circulación de solvente y altas tareas del
rehervidor. Estas condiciones eran necesarias para prevenir la excesiva corrosión.
Luego de aproximadamente 30 años hubo un segundo periodo donde la dietanolamina
fue el solvente preferido. Hubo mejoras en la fuerza de las soluciones, en las cargas de
gas acido, rangos de circulación, requerimientos de energía y rangos de corrosión.
Los últimos años han visto avances significativos en el desempeño de las plantas de
amina. Esto se debe a las propiedades superiores de las aminas especializadas, formuladas
para aplicaciones específicas. Esto incluye selectividad (la habilidad de absorber H2S y
desprender CO2), altas concentraciones de amina, eliminación de sulfuro orgánico, etc.
(Gómez, A y Lárez, R, 2005)
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Tipos de procesos
En esencia, hay 8 categorías de procesos de des acidificación o endulzamiento:
➢ Procesos con solventes químicos.
➢ Procesos con solventes físicos.
➢ Procesos con solventes híbridos o mixtos.
➢ Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S).
➢ Procesos de lecho solido o seco.
➢ Mallas moleculares.
➢ Membranas.
➢ Otros.
Contenido de gases ácidos en el gas natural
A pesar de que de ordinario se utiliza el término gas acido para denotar la presencia de
CO2 Y H2S en el gas natural. La literatura más reciente califica como acido al que contiene
estas impurezas en altas concentraciones que aplica a los residuos que se retiran del
regenerador de las plantas de amina, mientras que reserva el término agrio para el gas
natural que ingresa a las plantas de endulzamiento para ser desacidificado o endulzado.
Otros componentes indeseables de naturaleza acida son el sulfuro de carbonilo (COS), el
cual es un compuesto inestable, corrosivo y toxico que generalmente se descompone en
CO2 Y H2S; los mercaptanos de formula general RSH, donde los más comunes son el
metilmercaptano y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo.
Además, son compuestos inestables que reaccionan con algunos solventes que los
descomponen. Los disulfuros, de formula general (rs2), entre los cuales el más sencillo
es el disulfuro de carbono (CS2), también son inestables, aunque más estables que los
mercaptanos, adicionalmente, son corrosivos y tóxicos.
El oxígeno (O2), el monóxido de carbono (CO) y el mercurio (Hg) son otras impurezas
comunes en el gas natural. No obstante, se debe tener presente que, por lo general, la
presencia de oxígeno en el gas natural es una consecuencia de no hacerle el vacío al
cilindro de muestreo. De la misma manera el CO en el gas suele ser subproducto de la
combustión. (Maddox, 1977)
Factores que se consideran en el endulzamiento del gas natural
1. Impurezas En El Gas De Alimentación
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Para seleccionar las variables de operación que se ajuste a la satisfacción de las
necesidades, es necesario examinar cuidadosamente la composición del gas de
alimentación.
2. Cantidad De Co2 Que Se Va A Remover
El proceso de endulzamiento con solventes químicos es atractivo por su efectividad para
la remoción de CO2. Si bien a caudales bajos de gas estos cambios no influyen
significativamente, pero si lo es a caudales altos, ya que traducido a cantidades de gas
acido que ingresan al sistema; mayor será el consumo de servicios en la absorción y
regeneración de la solución. (Miller A y Ailebram B, 2007)
3. Especificaciones De Gas Tratado
Hay algunas especificaciones donde se requiere más cuidado con la extracción del CO2.
Por ejemplo, el uso de gas acido para propósitos de inyección (a 5000 lpca), debido a los
efectos de la corrosión, se hace necesario cumplir con los requerimientos establecidos por
los organismos de control internacional, como la Asociación Nacional de Ingeniería de
Corrosión de los Estados Unidos (NACE). Cuando se fijen especificaciones del gas
tratado con un contenido muy bajo de contaminantes, se requerirá de dos etapas de
absorción y se debe usar un solvente limpio para el despojamiento. (Martínez M, 2004)
Resultados
A continuación, se describe un modelo de una unidad de endulzamiento por aminas de
una planta de gas.
Una de las ventajas de emplear la metildietanolamina y con mucha más razón las aminas
reformuladas con respecto a las aminas convencionales en solución acuosa, se debe a que
se pueden utilizar en mayor concentración con lo cual se incrementa la capacidad de
remoción de gas ácido.
Otra ventaja que presenta el uso de las aminas reformuladas basadas en MDEA, es la
reducida carga ácida que lleva consigo una vez regenerada la solución, contribuyendo a
mejorar la eficiencia de remoción.
Tabla 1. Parámetros en el regenerador y tanque de reflujo
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Ttanque de reflujo (°F) =
152
152
Ptanque de reflujo (LPC) =
4
4
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TFondo del Regenerador (°F)
242
238
TTope del Regenerador (°F) =
271
271
Fuente: Elaboración propia
La temperatura necesaria en el fondo del rehervidor que corresponde a la temperatura de
burbuja para las soluciones a la presión de trabajo del rehervidor, es obtenida de un
diagrama de fases binario para ambos solventes en solución acuosa.
Tabla 2. Tasa de circulación de la solución
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Tasa másica de la solución
(agua + solvente), Lb/hr
105.435,24
69.935,25
Tasa volumétrica de la
solución (agua + solvente),
gpm
213,01
136,80
Fuente: Elaboración propia
Esta diferencia en la tasa másica con menor valor para las aminas reformuladas, se debe
básicamente al cambio de concentración entre la amina convencional y la amina
reformulada, a pesar que en términos de solvente puro requerido para remover un mol de
gas ácido es mayor para las aminas reformuladas.
En cuanto a la tasa volumétrica, igualmente que, para el caso de la tasa másica de solución
requerida, la diferencia está a favor de las aminas reformuladas básicamente por similares
razones; ya que el efecto de la densidad no es muy relevante en este caso.
Tabla 3. Calor remanente en la amina
Calor remanente en la amina =
Qr (CO2) - Q(absorbe el gas) ,Btu/hr
2.537.972,15
1.588.355,93
Fuente: Elaboración propia
Esta diferencia se debe principalmente y es proporcional a las tasas de circulación de
solución de amina requeridas, ya que el efecto en la variación de los calores de reacción
no impacta mayormente.
Tabla 4. Incremento de la temperatura del gas en el absorbedor
Características del
Monoetanolamina
Metildietanolamina
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Sistema
(MEA)
(MDEA+,
UCARSOL)
T (°F)
5
5
Fuente: Elaboración propia
Este valor puede ser asumido por el diseñador, tomando en cuenta que la temperatura a
la salida del gas del absorbedor, debería estar muy cercana a la temperatura de entrada de
la solución pobre.
Tabla 5. Temperatura de solución pobre o limpia a la entrada del absorbedor
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
T (°F)
150
150
Fuente: Elaboración propia
Este valor es seleccionado por el diseñador, teniendo cuidado en que esté como mínimo
en 10°F por encima de la temperatura de entrada del gas. A mayor valor de esta se requiere
menor carga calorífica en el rehervidor, el máximo valor está limitado a 150 °F cuando
es CO2.
Tabla 6. Intercambiador de calor amina-amina
La solución rica se calienta
de, °F
160,36
160,49
a, °F
175,36
175,49
La solución pobre se enfría
de, °F
242
238
a, °F
212,74
209,49
Área de transferencia de
calor requerida, pie2
220,54
186,78
Fuente: Elaboración propia
La temperatura de entrada de la solución rica al intercambiador corresponde a la
temperatura que obtiene a la salida del absorbedor, y el incremento de temperatura es
asumido; para este caso se consideró 15 °F en ambos sistemas.
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El valor máximo de la temperatura de la solución rica a la salida del intercambiador no
debe ser mayor de 210 °F, para evitar vaporización del agua contenida.
La temperatura de salida de la solución pobre del fondo del regenerador es igual a la
temperatura determinada del diagrama binario en la tabla 2. La temperatura de salida de
la solución regenerada del intercambiador amina-amina, responde a una disminución por
efecto de la transferencia de calor a la solución cargada de gas ácido proveniente del
absorbedor que se dirige al regenerador. Debido a que el diferencial de temperatura
asumido es el mismo, y que los parámetros de transferencia de calor son similares en
ambos sistemas se obtiene está similitud en el tamaño del intercambiador.
Tabla 7. Carga calorífica
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+, UCARSOL)
Carga calorífica para elevar la
temperatura de la solución en el
regenerador, Btu/hr
6.868.456,71
4.171.379,32
Carga calorífica total en el
rehervidor, Btu/hr
12.189.879,86
8.018.140,74
Fuente: Elaboración propia
La diferencia que se observa tanto, en el calor requerido para elevar la temperatura de la
solución en el regenerador, como en la carga calorífica total en el rehervidor, se debe,
principalmente al cambio en las tasas de circulación. Esta diferencia en el requerimiento
de carga calorífica en el rehervidor entre un sistema y otro es de aproximadamente 50%,
lo cual representa una gran ventaja cuando se usan los solventes reformulados debido a
los ahorros de energía, trayendo consigo una relevante disminución de los costos
operacionales.
Tabla 5.8. Características de la solución que deja la torre de regeneración
Características del Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Fracción molar YCO2, antes
del condensador
0,4082
0,4757
Cantidad de vapor que deja la
torre (H2O + CO2), Lbmol/hr
211,46
181,42
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Cantidad de agua que se
vaporiza en el tope del
regenerador, Lbmol/hr
125,15
0,35
Cantidad de agua que se
condensa y sale por el fondo
del tanque de reflujo para
regresar como reflujo al tope
de la torre de regeneración,
gpm
4,2468
3,1430
Cantidad de agua a restituir
en el tanque de suministro
para mantener concentración
de la solución, gpm
0,3524
0,3524
Potencia requerida por la
bomba de reflujo, bhp
0,025
0,018
Fuente: Elaboración propia
Esta diferencia corresponde a una variación inversamente proporcional con la carga ácida
de ambos sistemas, con lo cual se observa también la diferencia en la capacidad de
remoción de gas ácido.
Se observa que con las aminas reformuladas es menor la cantidad de fluidos que se maneja
en el tope del regenerador.
En este caso la cantidad de agua a restituir es la misma debido a que las condiciones de
salida del gas ácido en el tope del regenerador son iguales. Aun cuando es un
requerimiento pequeño de potencia se observa una diferencia entre uno y otro sistema de
35%.
Tabla 9. Dimensionamiento del tanque de suministro
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Diámetro, pies
5
5
Altura, pies
32
32
Fuente: Elaboración propia
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En cuanto a la altura se mantiene el tamaño en ambos sistemas, pero en el diámetro se
observa diferencia, variando consigo el volumen total del tanque, correspondiendo
básicamente a las tasas de circulación.
Tabla 10. Dimensionamiento del acumulador de reflujo
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Diámetro, pies
5
4
Altura, pies
8
8
Fuente: Elaboración propia
En cuanto a la altura se mantiene el tamaño en ambos sistemas, no obstante en cuanto al
diámetro se observa una variación, modificando consigo el volumen total del acumulador,
correspondiendo básicamente a las tasas de circulación.
Tabla 11. Especificaciones del condensador
Características del Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Fluido interno
Agua de
enfriamiento
Agua de enfriamiento
Fluido Externo
Vapor
Vapor
Numero de pasos por la
carcaza =
1
2
Numero de pasos por los
tubos =
2
4
Cantidad de calor a retirar
Qc, Btu/hr
366.116,08
301.281,08
Flujo másico de agua
requerido, lb/hr
12.226,69
10.061,48
Area de transferencia de
calor del condensador, pie2
38,95
32,06
Fuente: Elaboración propia
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Se asumió agua como fluido de enfriamiento, podría haber sido aire o cualquier otra
corriente fría que estuviera disponible en la planta. Además, se asumió que vapor circule
por la carcasa debido a que es un fluido caliente y se desea enfriar para lo cual contribuye
el ambiente. Calculado en base al procedimiento descrito en el capítulo 9 del GPSA.
La diferencia en estos valores se debe principalmente al contraste en las cantidades de
fluido que circulan en el tope del regenerador.
Tabla 12. Capacidad de la bomba de solución
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Potencia requerida, bhp
221,39
143,03
Fuente: Elaboración propia
Corresponde directamente con la diferencia en las tasas de circulación de solución en
ambos sistemas. En este punto es importante resaltar la gran diferencia en la potencia
requerida de aproximadamente 55%, con lo cual se muestra que el uso de las aminas
reformuladas contribuye con los ahorros energéticos y por consiguiente disminuye los
costos operacionales del procesamiento de una determinada corriente de gas natural.
Tabla 13. Especificaciones del absorbedor
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Diámetro, pulgs
42
42
Número de platos teóricos
5,0
3,0
Número de platos reales
20
12
Altura, pies
45
29
Fuente: Elaboración propia
Para ambos sistemas se tiene el mismo valor ya que este depende principalmente, de la
cantidad de gas que se maneja.
Calculados partiendo del factor de absorción promedio de Krensen y Brown, descrito en
el capítulo 19 del GPSA, asumiendo una eficiencia para los platos de 25%.
La diferencia se debe a la capacidad de absorción de gas ácido por cada uno de los
solventes.
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La diferencia en la altura del absorbedor es proporcional al número de platos, asumiendo
un espaciamiento entre platos de 24" para ambos sistemas. Adicionalmente con aminas
convencionales es necesario instalar un extractor de espuma en el tope.
Tabla 14. Especificaciones del regenerador
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Diámetro, pulgs
67
61
Número de platos teóricos
5
4
Número de platos reales
20
16
Altura, pies
40
32
Fuente: Elaboración propia
Corresponde a la diferencia de volúmenes de solución manejados. Calculados en función
del vapor de despojamiento, tal como está descrito en el capítulo 19 del GPSA, asumiendo
una eficiencia para los platos de 25%. Los valores son iguales debido a que la cantidad
de gas ácido a retirar en ambos casos es la misma.
Tabla 15. Costo estimado de la planta
Características del
Sistema
Monoetanolamina
(MEA)
Metildietanolamina
(MDEA+,
UCARSOL)
Costo año 2024, dólares USA,
$
799.491
369.632
Se observa que el costo de inversión de la planta de UCARSOL es aproximadamente el
25% menor al costo de una planta de amina convencional.
Adicionalmente cabe resaltar la disminución de costos operacionales que representa la
planta de UCARSOL®, discutidos anteriormente principalmente por la reducción en el
consumo de energía.
Discusiones
Se logró reunir toda la información necesaria de condiciones operativas de la unidad de
endulzamiento, y se logrará identificar aspectos importantes, que se aplican en la
propuesta. Así también se elaboró un diagnóstico en el La Vertiente y se mencionó cuatro
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Pozos con los que trabajara el Campo La Vertiente y se determinó que el gas que ingresa
al campo es un gas acido con 3.12 % de CO2. Por lo tanto, es necesario realizar un
tratamiento para ajustarlo a la norma.
Se determinó la cantidad y concentración de los contaminantes de gas a la entrada y salida
de la planta, dando como resultado que el Gas ingresa con 3.12 % de CO2 y después del
tratamiento, el gas sale con 1.81 % de CO2
Conclusiones
Se debe realizar un estudio más profundo con respecto al proceso de Endulzamiento de
Gas con la utilización de Aminas Activadas.
La selectividad hacia la remoción del CO2, disminuye a medida que la amina posea un
mayor número de sustituyentes, lo que implica que el CO2 posea un menor impedimento
para interactuar con el par de electrones libres existentes. En orden decreciente de
selectividad se dispone de la manera siguiente: MEA > DEA > MDEA.
Con respecto al simulador de procesos de HYSYS V-10, se recomienda incorporar dentro
de la data de compuestos que maneja en el simulador, tanto el para-xileno como la
piperazina, ya que actualmente las plantas se están construyendo a nivel mundial emplean
aminas activadas como solventes.
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