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APOSTILA GÁS NATURAL 1

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e arranjo de linhas de entrada de gás 
 
 
ADOÇAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
5.1 Introdução 
O adoçamento
3
 do gás natural, é definido como a remoção de componentes ácidos 
existentes na sua composição, como H2S ou CO2 . O processo de adoçamento, que 
geralmente, é aplicado para fazer a remoção H2S ou CO2 do gás natural, e denominado 
de dessulfurização e remoção CO2. Esse tipo de processo, tem três objetivos dentro do 
conjunto de operações de condicionamento: 
 
 Segurança operacional 
 
 
Especificação do gás 
para transferência 
 
Redução da corrosividade 
do sistema 
 
 
5.1.2 Processos de corrosão por H2S 
Os contaminantes do gás natural, como o composto de enxofre por exemplo, tem como 
principal característica a elevação das taxas usuais de corrosão dos equipamentos que 
geralmente, são utilizados na exploração e aproveitamento do gás. Os principais 
mecanismos de corrosão ligados á presença de H2S são os seguintes: 
Corrosão galvânica 
É provocada a partir da reação química do H2S com o ferro, gerando assim o sulfeto de 
ferro, que é um tipo de pó preto existente nas tubulações de transportes de gás natural, 
que é catódico comparado ao ferro de tubulação. 
Empolamento por hidrogênio 
Tipo de empolamento, causado pelo hidrogênio que vem da interação de hidrogênio 
atômico inclusões em superfícies de metal. 
Corrosão sob tensão 
Este tipo de corrosão geralmente, é gerada com a presença de sulfetos. Em razão da 
ação sinérgica dos sulfetos que existe este tipo de corrosão nos materiais susceptíveis e 
submetidos a esforço de tração. Neste caso, quanto maior for o teor de H2S, e maior a 
pressão de operação, maior será a chance de acontecer a corrosão sob tensão. 
 
5.1.3 Escolha do processo de adoçamento 
Para fazer a promoção dos gases ácidos, normalmente, são utilizados processos físicos e 
quimicos. O critério essencial para a escolha do processo que será utilizado, 
basicamente passa pelo estabelecimento da pressão parcial do gás ácido a ser removido. 
A pressão parcial consiste na contribuição da pressão do componente ácido na pressão 
total do sistema. A escolha do processo a ser utilizado também é função da qualidade do 
gás a ser tratado e também da qualidade exigida pelo produto final. 
Solventes físicos 
Absorvem os gases ácidos na medida de suas pressões parciais. O solvente físico, 
mesmo com o fato de ser inconveniente e absorver hidrocarbonetos pesados, ainda é o 
mais utilizados porque é mais economicamente viável. Outro fator a importante, é que 
sua aplicação é a mais indicada principalmente, quando a pressão ou o teor do 
componente ácido são elevados. 
Solventes químicos 
Estes absorvem gases ácidos sem grande sensitividade no que se refere á pressa, 
contudo, sendo aplicáveis mesmo quando pressões parciais dos contaminantes, tanto, 
na entrada, como na saída, são baixas. 
Leito sólido 
A utilização do leito sólido, para o adoçamento do gás tem base na adsorção de gases 
ácidos na superfície do agente sólido, ou não eventual reação com algum componente 
existente no meio sólido. No entanto, vale destacar que os processos sólidos 
normalmente, são melhores aplicados para gases possuindo de baixa e média 
concentrações de H2S e mercaptans. O processo sólido tem alta seletividade em não 
consegue remover o CO2. Um dos processos mais selecionados é o que geralmente 
utiliza óxido de ferro suportado em material cerâmico. 
5.1.4 Principais variáveis operacionais 
Pressão de operação da torre absorvedora 
Para o controle da unidade a pressão de operação da torre observadora, é uma variável 
de grande importância. Essa variável, estabelecer a eficiência da remoção dos 
compostos ácidos. Baixas pressões de operação contribuem para deslocar o equilíbrio 
das eventuais reações de neutralização do H2S CO2 na direção dos contaminantes 
diminuindo a eficiência da unidade . 
Relação H2S/ CO2 da carga 
Estabelece a otimização da concentração da solução MEA circulante. Neste caso, 
quanto maior a relação H2S CO2, maior dever ser a concentração de MEA utilizada. É 
necessário respeitar o limite de 20% de teor de MEA na solução, de forma a evitar a 
aceleração do processo corrosivo, provocado por esta. 
 
Vazão de água de reposição 
Nessa variável a água perdida na torre regeneradora deve ser reposta com a finalidade 
de evitar o excesso de teor de MEA na solução. Os valores considerados críticos, acima 
de 30%, aceleram substancialmente as taxas de corrosão. Dessa forma o 
acompanhamento da concentração da solução MEA é importante para fazer o ajuste do 
processo. Neste caso, a água dever ser desareada, visando evitar a corrosão em 
equipamentos, pela presença do oxigênio dissolvido em quase aquosa. 
 Condensador Tocha 
 Gás doce 
 Filtros 
Água 
 
 
 Torre 
 Observadora 
 Água Refervedor 
 
 
 Tocha MEA pobre 
 
Vaso de expansão MEA rica 
 
 
Figura : Representação esquemática da unidade de remoção de H2S/ CO2 
 
Diferença de temperatura entre MEA pobre e gás doce 
Nesta variável, é utilizado uma diferença de 6
o
C a 8
o
C entre a MEA pobre e o gás na 
seção de topo da torre absorvedora. A elevação da temperatura da MEA no topo muda o 
equilíbrio termodinâmico da reação de neutralização, com a consequente elevação do 
teor de H2S no gás tratado. 
Temperatura de topo da regeneradora 
Trata-se de um tipo de controle considerado mais eficaz da carga térmica do refervedor 
da torre regeneradora. Neste caso, a temperatura do refervedor não deve ultrapassar de 
126
o
C e além disso, é importante considerar que a degradação da MEA através da ação 
do CO2 aumenta sensivelmente as temperaturas mais elevadas. 
Teor de H2S no gás doce 
Esta variável define o padrão de eficiência de absorção da torre absorvedora. Nesta 
situação, quanto menor o teor residual de H2S no gás tratado ou doce, maior será a o 
padrão de eficiência da unidade de dessulfurização. 
 
Principais problemas operacionais da unidade 
Formação de espuma na solução MEA 
Esta formação está relacionada a alguns fenômenos físicos ou quimicos. Em relação aos 
físicos, o problema é provocado pela turbulência e nos fenômenos quimicos, a 
existência de agentes contaminantes ocasionam esse tipo de anormalidade operacional. 
A espuma atrapalha o controle do nível dos equipamentos pelo fato de provocar 
determinadas interfaces instáveis que acabam desestabilizando os sensores com o 
impacto negativo das variáveis que são controladas pelo processo. 
No geral, as causas mais usuais de formação de espuma são: 
 Baixa eficiência dos filtros de carvão; 
 Péssima qualidade de MEA; 
 Qualidade ruim da água de reposição 
 Presença de hidrocarbonetos na solução de MEA; 
 Alta velocidade do gás na torre absorvedora. 
Alto teor de H2S/ CO2 no gás tratado 
Consiste no parâmetro de controle considerado mais importante da unidade. Neste caso, 
quanto maior o teor do H2S no gás tratado, menor será o padrão de eficiência da 
unidade. O fato é que qualquer tipo de variável que saia do controle consequentemente 
provoca um aumento de H2S e de CO2 no gás. Necessariamente, esse teor deve ser 
monitorado, para que seja evitado a eventual transferência de gás fora de especificação. 
Portanto, partindo dessa