DISEÑO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL. SIMULACIÓN Y COMPARACIÓN

VII CAIQ 2013 y 2das JASP
DISEÑO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS
NATURAL. SIMULACIÓN Y COMPARACIÓN.
J. P. Gutiérrez1*
, T. S. Sosa2
, L. Ale Ruiz3
, A. Riveros Zapata4
, E. Erdmann5
1
Instituto de Investigaciones para la Industria Química
(INIQUI – UNSa – CONICET).
1,3,4
Consejo de Investigación. 1,2, 3,4
Facultad de Ingeniería –
Universidad Nacional de Salta.
5
Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).
*Email: gutierrezjp@unsa.edu.ar
Resumen. El proceso de endulzamiento de gas natural es un proceso
mediante el cual se ajusta el contenido de gases ácidos, como el CO2 o H2S,
de las corrientes que salen de pozo, a los valores permitidos por
especificación, generalmente del ente regulador competente. Hasta la
actualidad se han desarrollado diversas formas para endulzar el gas natural,
la elección de una en particular depende, por ejemplo, de la cantidad de
contaminantes ácidos a remover. Uno de los procesos más empleados es la
absorción química con aminas, donde el gas natural se pone en contacto en
contra-corriente con una solución acuosa de amina. Este tipo de tratamiento
es común en las plantas de acondicionamiento de gas del norte de la
Provincia de Salta, Argentina.
En este proceso, una solución acuosa de amina, denominada amina pobre,
reacciona con los gases ácidos formando compuestos que son solubles en
agua, y, por lo tanto, liberando al gas natural de los compuestos ácidos. El
ciclo se completa con una etapa de regeneración de amina, en donde se
remueven los componentes absorbidos en la solución, para hacer recircular
la amina pobre y así cerrar el ciclo.
AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

AAIQ, Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ
El proceso descripto, que está integrado desde el punto de vista material y
energético, consta entonces de dos partes fundamentales, la torre de
absorción y la torre de regeneración. La tecnología empleada para este tipo
de remoción se actualiza permanentemente, para lograr optimizar por sobre
todo el consumo de energía.
A lo largo de los años, se han presentado un sinnúmero de patentes y formas
de adaptar el proceso. De ahí la importancia que cobran los simuladores, que
permiten explicar los procesos de forma virtual, realizar modificaciones
preliminares y evaluar su impacto en la operación real, con costos
significativamente bajos. Adicionalmente, en literatura especifica, se
encuentran distintos procedimientos para lograr explicar y diseñar este tipo
de plantas de forma teórica, por lo que su uso es también destacable.
En este trabajo, se simula el proceso de endulzamiento de un gas típico del
norte argentino con una amina en particular. La simulación se hace
empleando el simulador de procesos Aspen Hysys, del cual la Facultad de
Ingeniería de la UNSa posee licencia. Posteriormente, para el mismo
proceso, se realiza el diseño siguiendo un método presentado en
bibliografía, de manera de comprender el proceso desde el punto de vista del
diseño y el operativo. Uno de los objetivos consiste en evaluar con cuál de
las dos formas se tiene una mejor aproximación de la realidad, teniendo en
cuenta las suposiciones intermedias y la información que se requiere para
uno u otro caso bajo estudio.
Palabras clave: Simulación, Endulzamiento, Aminas, Gas Natural.

1. Introducción
La composición del gas natural que sale de pozo puede variar de acuerdo al tipo de
yacimiento en el que se localice, su profundidad, ubicación y condiciones geológicas del
lugar (Busby, 1999). Sin embargo, para que el gas se pueda usar a nivel comercial o
industrial, tiene que ser sometido a un tratamiento previo de acondicionamiento, que se
basa principalmente en la remoción del contenido de agua y gases ácidos que posee.
Inicialmente, al gas natural se lo conoce como gas amargo debido a la presencia
principalmente de ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2) en su
composición. Estas sustancias son indeseables, principalmente porque pueden acarrear
problemas vinculados con la corrosión de recintos de confinamiento o de las líneas de
transporte (gasoductos). Una vez liberado de sus contaminantes se denomina gas dulce
(Perry y col., 1997).
Los yacimientos del norte de la Provincia de Salta, Argentina, se caracterizan porque
el gas que se obtiene en boca de contiene exceso de H2S, mientras que el contenido de
CO2 carece para su correcto transporte y disposición según la especificación local
vigente. Debido a ello, se hace necesario el tratamiento de endulzamiento para que el
gas entre en especificación y pueda ser transportado.
En Argentina, la normativa en lo referente a seguridad, protección ambiental,
procedimientos técnicos y comerciales, calidad del servicio y del transporte y
distribución de gas está regulada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
(Erdmann y col., 2012). En el caso particular del contenido de H2S, el ENARGAS
establece un valor máximo en la composición igual al 2% en moles. Un gas tipo del
norte argentino debe ser sometido al tratamiento de endulzamiento para adecuarse al
contenido exigido respecto del H2S.
Hasta la fecha se han desarrollado un sinnúmero de procesos de endulzamiento
caracterizados principalmente por el tipo de absorbente que se emplee, físicos o
químicos. En la actualidad, la remoción de gases ácidos, en el escenario planteado, se
hace mediante un proceso de absorción química con aminas.
Las aminas son compuestos derivados del amoniaco (NH3), son bases orgánicas
donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden sustituir los hidrógenos de la molécula de
amoniaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias, respectivamente.

En un principio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier
aplicación de endulzamiento, de a poco fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya
que daba mejores resultados y en los últimos años el uso de metildietanolamina
(MDEA) así como las mezclas de aminas han ganado popularidad. El uso de estas
aminas depende de su grado de selectividad para la remoción de los contaminantes
ácidos. (Gutiérrez y col., 2012)
El endulzamiento es llevado a cabo en un sistema compuesto fundamentalmente por
una torre absorbedora y una torre regeneradora (Velasquez, 2008). La primera unidad es
en donde se lleva a cabo la totalidad de la absorción, es decir, donde se obtiene el gas
dulce o tratado. La segunda unidad se hace necesaria para recuperar y reacondicionar la
amina y realimentarla al ciclo, tal situación implica una disminución de costos y deriva
en un menor impacto ambiental por la escasa deposición de efluentes contaminantes que
se reducen hasta en un 85% .
El gas que se va a tratar se pone en contacto en contracorriente con una solución
acuosa del componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar
compuestos inestables solubles en el solvente. El contacto se realiza en una torre de
absorción, en la cual la solución de amina ingresa por la parte superior, y el gas amargo
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. En estos procesos, la
torre de absorción debe trabajar en condiciones de baja temperatura y alta presión de
manera que se favorezca la reacción entre el gas y el solvente químico.
Por otro lado, en la regeneración se debe trabajar en condiciones contrarias a las
mencionadas, alta temperatura y baja presión, de manera de favorecer la liberación de
los gases ácidos. Las principales desventajas de este método son la demanda de energía,
la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución,
debido a la estequiometria de las reacciones.
El presente trabajo describe el desarrollo de una simulación estacionaria para un
proceso de endulzamiento de gas natural con aminas y, en particular, se centra en la
absorción de dióxido de carbono ya que, como se explicó, se trabaja con gas natural de
la localidad de Tranquitas, región noroeste de Argentina, el cual no posee compuestos
sulfurados en cantidades apreciables como para ser removidos. El simulador empleado

es Aspen Hysys, del cual se posee licencia universitaria. Por otro lado, se busca
desarrollar el proceso de endulzamiento haciendo uso de los métodos disponibles en
bibliografía.
La simulación de procesos industriales constituye una herramienta significativa para
la representación virtual de un proceso en particular, es importante sobre todo para la
reducción de costos operativos, ya que el operador se puede anticipar a situaciones
indeseadas y elaborar un plan de acción inmediato para reducir los efectos negativos en
la corrida diaria. Esa forma de trabajo deriva en cuantiosas ventajas económicas pero
también operativas. Debido a lo antes expuesto, se hace necesario que la simulación,
cualquiera sea el soporte empleado para realizarla, se ajuste lo máximo posible al valor
real de las variables de proceso involucradas.
En el plano industrial, se suelen utilizar potentes programas de simulación que cada
vez ofrecen mejores y más precisos modelos para la representación de un proceso en
particular. Aspen Hysys es un programa de simulación ampliamente utilizado en la
industria de petróleo y gas; y a la vez ofrece un paquete de tipo universitario, del cual la
Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Salta posee licencia en su más
reciente versión. Sin embargo, y debido a la dinámica requerida en las operaciones de
las plantas industriales, la simulación efectuada en este tipo de software se emplea sin
mayores planteos sobre los fundamentos teóricos y por tal se necesitan otras opciones
que validen o no el fundamento teórico y los resultados obtenidos con las simulaciones
computacionales.
1.2. Diagrama de Flujo del Proceso de Endulzamiento.
La Figura 1 representa la simulación realizada de la planta de tratamiento con aminas.
Se observa que el gas ácido (gas fuente) es introducido en la torre de absorción donde se
pone en contacto con la solución de amina pobre, la cual fluye en sentido descendente.
Los componentes ácidos del gas son absorbidos por la solución de amina, mientras que
el gas dulce deja la torre absorbedora por la parte de superior de la misma. La solución
de amina rica, obtenida por el fondo, es enviada a un tanque flash, donde los
hidrocarburos absorbidos se liberan como vapor. Posteriormente, la solución de amina
rica fluye a través de un intercambiador de calor amina/amina para incrementar su

temperatura hasta los 90-110ºC. La amina rica calentada se hace ingresar al
regenerador, en donde es despojada de los gases ácidos, hidrocarburos disueltos y agua
que pueda contener.
La presión de la columna de stripping debe ser mantenida tan alta como sea posible
para incrementar la temperatura del reboiler y así lograr optimizar la operación. Sin
embargo, se debe procurar no exceder la temperatura de degradación de la amina. Se
coloca una bomba en la línea con el objetivo que mantener una presión superior que la
existente en el absorbedor. Finalmente, un enfriador de aire reduce la temperatura de la
amina pobre antes de que sea devuelta a la torre contactora de absorción
(Behroozsarand et al., 2011).
Fig. 1. Toma de pantalla de la Simulación del Proceso de Endulzamiento con Aminas.
1.3. Diseño del Proceso de Endulzamiento con Aminas
En bibliografía especializada se encuentran varias propuestas para el cálculo
inherente al diseño de procesos de endulzamiento con aminas. Para el caso de procesos
que utilizan MEA como reactivo absorbente la información disponible es abundante y,
más aún, se encuentra libre del pago de patentes por lo que se consiguen fácilmente
datos para realizar todos los cálculos correspondientes sin mayores problemas. Si bien
la MEA no es el absorbente mas recomendado por su rendimiento operativo, en el
trabajo se plantea el caso con esta amina y se deja el planteo listo para cualquier
extrapolación posterior al uso de un solvente más específico. Mayoritariamente, se

trabaja con otro tipo de aminas (terciarias y formuladas), que conducen a mejores
resultados de rendimiento. Por esta razón se toma como caso testigo el diseño de
proceso con MEA que es factible de ser adaptado para la amina que se utilice en el
proceso real.
2. Metodología
Se toma un caso base presentado en bibliografía para el diseño conceptual del proceso
de endulzamiento con aminas. Se plantea el análisis para el endulzamiento con amina
MEA de un gas típico del norte de Argentina.
En el diseño propuesto por Marcías Martínez, se toman como principales datos el
flujo molar, composición y condiciones del gas de entrada a la torre absorbedora de
planta junto al flujo y condiciones de la solución de amina que entra por cabeza de la
misma unidad. Con esa información, se obtienen las diferentes variables necesarias para
la realización de los cálculos de cada uno de las unidades del proceso.
Por otro lado, se procede a la simulación del proceso de endulzamiento del gas
considerado anteriormente, es decir, con los mismos datos de entrada. Para ello se
eligieron los componentes que intervienen en el proceso y se utiliza como modelo
termodinámico el paquete especial constituido para procesos que involucran aminas, el
Amine Pkg.
Seguidamente, se presentan los datos necesarios para cada uno de los casos de diseño
del proceso de endulzamiento con aminas. Se muestran los valores exactos que son
cargados tanto en el método bibliográfico como en el caso de simulación.
2.1. Condiciones y Composición del Gas a Tratar
Las condiciones de entrada son las correspondientes a una corriente de gas,
representativa de la región norte de Argentina.
Tabla 1. Condiciones del gas de entrada a tratar.
Gas de Entrada
Presión 1000 psi
Temperatura 100 ºF
Caudal del gas 5 MMSCFD

Los yacimientos de la citada región se caracterizan por la obtención de un gas con un
contenido casi nulo de compuestos de azufre, por lo que el proceso se centra en la
remoción del compuesto CO2.
Tabla 2. Comparación de los datos correspondientes al gas de entrada empleados.
Método Bibliográfico Simulación
Componentes
Fracción Flujo molar Fracción Flujo molar
La diferencia en composiciones que se observan en la Tabla 2 se debe a que el
simulador normaliza las concentraciones llevando su suma al valor 1,0000. En la
simulación se considera que las condiciones operativas de la torre de absorción son
1000 psia y un número de etapas teóricas igual a 20.
La amina seleccionada para el tratamiento del gas natural es la amina MEA por ser la
presentada en el caso tomado como base de estudio. Sin embargo, la solución acuosa de
amina puede ser modificada tanto a nivel de concentración como de composición. De
esta forma, se pueden extrapolar los resultados obtenidos para casos más puntuales de
endulzamiento donde sean empleados otro tipo de solventes.
molar (lb mol/hr) molar (lb mol/hr)
H2O 0,0303 16,6574 0,0296 16,2415
CO2 0,0485 26,6404 0,0485 26,6399
H2S 0,0000 0,0082 0,0000 0,0082
∑(H2S + CO2) 0,0485 26,6487 0,0485 26,6481
N2 0,0005 0,2664 0,0005 0,2664
C1 0,8468 464,8673 0,8467 464,8591
C2 0,04508 24,7223 0,0450 24,7219
C3 0,0173 9,4840 0,0173 9,4838
iC4 0,0030 1,6517 0,0030 1,6517
nC4 0,0049 2,7173 0,0049 2,7173
iC5 0,0018 1,0123 0,0018 1,0123
nC5 0,0014 0,7459 0,0014 0,7459
C6 0,0013 0,6927 0,0012 0,6588
Total HCs 0,9220 506,1599 0,9213 505,8153
Total 1,0009 548,9752 1,0000 549,0235

Tabla 3. Comparación de los datos correspodientes a la Amina empleada en cada caso.
Método bibliográfico Simulación
Std Ideal Liq Flow 15.53 m3
/hr 15.12 m3
/hr
Presión 1000 psia 1000 psia
Temperatura 145 ºF 145 ºF
% MEA 4,901% 4,09%
Se observa que la concentración de MEA es menor al 5%, esto es debido a que esta
amina proviene de la etapa de regeneración que es no ideal y, por lo tanto, devuelve la
solución del solvente con una determinada pequeña cantidad de CO2 que no se pudo
separar en su totalidad. En este apartado también se fijan la temperatura de la corriente
que entra a la torre de absorción. Este valor lo selecciona el diseñador, teniendo cuidado
en que esté, como mínimo, 10 ºF por encima de la temperatura de entrada del gas.
3. Resultados
A continuación, se muestran los resultados obtenidos para ambos casos de diseño del
proceso de endulzamiento con aminas del gas citado anteriormente. Los valores se
informan en una Tabla con el fin de poder comparar de manera directa las diferencias,
en donde las hay, de los valores encontrados en cada caso.
3.1. Condiciones y Composición del Gas Tratado
La composición del gas es un factor determinante en lo que respecta al diseño de un
proceso de remoción de gases ácidos del gas natural. Se deben cumplir los estándares
especificados por normativa de antemano para poder interconectar la corriente de salida
con los ductos de comercialización correspondientes.
Tabla 4. Comparación de los resultados obtenidos, con respecto al gas dulce tratado.
Gas de Salida Bibliografía Simulación
Presión 1000 psi 995 psi
Caudal del gas 514,03 lbmol/hr 505 lbmol/hr
Es importante destacar que el contenido de gases ácidos en el gas de salida cumple
con los valores especificados por el ENARGAS. Por lo que es un gas que cumple las
especificaciones.

Tabla 5. Comparación de los resultados obtenidos, con respecto a la composición del
gas tratado.
Método Bibliográfico Simulación
Componentes
Fracción Flujo molar Fracción Flujo molar
3.2. Amina Rica que Sale de Absorción
La composición de la solución de amina que sale de absorción dependerá
indefectiblemente de las condiciones con la cual opera la torre y de las condiciones de la
solución de amina que llega a la torre. Estas últimas, a su vez, dependen la efectividad
de la operación de regeneración que se lleva a cabo. En el método bibliográfico, se
asume el hecho de que la MEA retiene, durante la regeneración, 0,15 moles de CO2 por
cada mol de amina.
Tabla 6. Comparación del las condiciones obtenidas, respecto de la solución de
amina que sale de absorción.
Método bibliográfico Simulación
Std Ideal Liq Flow 15,53 m3
/hr 15,79 m3
/hr
Presión 1000 psia 1000 psia
% MEA 4,833% 4,03%
% CO2 2,3% 1,93%
molar lb mol/hr molar lb mol/hr
H2O 0,0153 7,8421 0,0044 2,2223
CO2 0,0001 0,0329 0,0000 0,0009
H2S 0,0000 0,0022 0,0000 0,0000
∑(H2S + CO2) 0,0001 0,0351 0,0000 0,0009
N2 0,0005 0,2664 0,0005 0,2659
C1 0,9043 464,8673 0,9143 463,3586
C2 0,0481 24,7223 0,0487 24,6603
C3 0,0185 9,4840 0,0187 9,4676
iC4 0,0032 1,6517 0,0033 1,6514
nC4 0,0053 2,7173 0,0054 2,7169
iC5 0,0020 1,0123 0,0020 1,0121
nC5 0,0015 0,7459 0,0015 0,7458
C6 0,0013 0,6927 0,0013 0,6745
Total HCs 0,9847 506,1599 0,9951 504,2957
Total 1 514,0371 1 506,7848

3.3. Intercambiador de Calor Amina/ Amina (IQAA)
Como se dijo anteriormente, el intercambiador amina – amina aprovecha la alta carga
térmica con la cual la solución de amina sale de regeneración para compensar la carga
térmica necesaria de la solución de amina pobre que debe ser calentada antes de ser
ingresada en la torre de regeneración.
Tabla 7. Valores obtenidos, respecto de las corrientes involucradas en el IQAA.
Corriente Bibliografía Simulación
MEA RICA AL IQAA 175 ºF 162 ºF
N/I 90 psia
MEA RICA A REG 200 ºF 200 ºF
N/I 85 psia
MEA POBRE DE REG 242 ºF 254 ºF
31.5 psia 31 psia
MEA POBRE DEL IQAA 227 ºF 218 ºF
25 psia 26 psia
3.4. Torre de Regeneración
En la sección de regeneración se toma para la comparación de ambos métodos, la
cantidad de moles de CO2 que salen por el tope de esta torre despojadora. Esta corriente
se compone además de algunas trazas de H2S, C1, C2 y vapor de agua. La cantidad de
metano ronda en el orden del 0,1 lbmol/hr sobre la cantidad total de gas que ingresa a
tratamiento.
Tabla 8. Comparación de las los valores obtenidos en la corriente de gas acido que
sale de regeneración.
Bibliografía Simulación
Moles de CO2 removidos 27.4158 lbmol/hr 26.5801 lbmol/hr
Moles de MEA perdidos N/I 0 lbmol/hr
4. Discusión
Los resultados muestran una aproximación bastante aceptable entre los valores
obtenidos por el método utilizado en bibliografía y la simulación. Cabe destacar que no
se consideran en el presente trabajo valores relacionados con el diseño de equipos. Si
bien el tamaño de las unidades de operación influye en las condiciones de las corrientes
involucradas en el sistema, se hace un diseño del proceso.

Sumado a esto, el simulador Aspen Hysys es un software de simulación y no de
diseño de equipos por lo que las variables como tamaño de torres, áreas de contacto y
número de platos teóricos se asumen como datos. Sin embargo, se buscó que los valores
sean aproximados a los calculados por el método de bibliografía para que la simulación
se ajuste lo mejor posible al problema planteado.
5. Conclusiones
Se observa una buena concordancia entre las formas de resolución planteadas para un
mismo proceso. Si bien la Amina propuesta no es la más utilizada en la industria en la
actualidad, se pueden extrapolar las formas de trabajo para verificar los resultados
obtenidos con cualquier otro tipo de amina. Es destacable el hecho de que, se pueden
verificar las simulaciones llevadas a cabo en las operaciones de la industria no solo
comparando con los resultados de las corridas de planta diarias, sino también con un
sustento más teórico, con mayores fundamentos y mejor precisión, que corresponde a
los antecedentes encontrados en bibliografía inherente al tema.
El uso de herramientas de bibliografía permite obtener un mejor entendimiento del
proceso, lo que deriva en ventajas desde el punto de vista de futuras modificaciones.
Los resultados obtenidos en la simulación se validaron completamente con los
resultados de bibliografía, concluyendo que tanto las operaciones unitarias como el
paquete de fluidos utilizados son los adecuados.
El tiempo utilizado para realizar la simulación y los posteriores cambios es
sustancialmente menor que realizar los cálculos tradicionales, lo que conlleva una gran
ventaja ya que en una planta los cambios a realizar se deben validar antes y en el menor
tiempo posible.
Referencias
Behroozsarand, A. & Zamaniyan, A. (2011). Multiobjective Optimization Scheme for Industrial Synthesis Gas
Sweetening Plant in GTL Process. Journal of Natural Gas Chemistry, 20, 99-109.
Busby, Rebecca L. (1999). Natural Gas in nontechnical language. Institute of Gas Technology, Estados Unidos.
Pennwell Corp; 1st edition.

Erdmann E., Ale Ruiz L., Martínez J., Gutiérrez J. P., Tarifa E. (2012) Endulzamiento de gas natural con aminas.
Simulación del proceso y análisis de sensibilidad paramétrico. Avances en Ciencias e Ingeniería 3(4), 89-101
(Octubre/Diciembre, 2012)- ISSN: 0718-8706.
Gutierrez, J. P., Benitez, L. A., Ale Ruiz L., Erdmann E., Tarifa E. (2012) Simulación del proceso de endulzamiento
de gas natural con aminas. Análisis del uso de diferentes simuladores. XXVI Congreso Interamericano de
Ingeniería Química.
Martínez, Marcías J. Endulzamiento del gas natural. Ingeniería de gas, principios y aplicaciones. Ingenieros
Consultores S.R.L. Maracaibo, Venezuela.
Perry R.H., Green D.W., Maloney J.O. (1997). Perry's Chemical Engineers' Handbook. 7 th Ed. London; Ed
McGraw-Hill.
Velásquez, O. (2008). Endulzamiento de Gas Natural, Eliminación de Contaminantes o Proceso de Endulzado. Tesis
Facultad de Ciencias Naturales. Ing. En Perforaciones. Universidad Nacional de Salta. Salta, Argentina.

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