El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas

• i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

• ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

• iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

• iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

• v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Los procesos que se aplican para remover H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otros si. Las cinco categorías son:

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial.

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).

• Procesos con aminas

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el 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: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas.

Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y recuperar la MEA.

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se puede descomponer en la regeneración.

La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; tales concentraciones están dadas por peso. La estequiometría de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas ácido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 por problemas de corrosión; el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA. Mientras mayor sea la relación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el gas que puede eliminar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosión.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y desulfurización simultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultáneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a eliminar es baja.

La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solución rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora. La solución rica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solución pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.

En el regenerador la solución rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separación de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salió en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía, recircula, a la torre de regeneración.

Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.

En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobre que sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se envía al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periódicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

• Procesos con carbonato

También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

• • Aproximación al Diseño de una Unidad de Aminas.
• Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Además los tamaños del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.