173829290-Processamento-de-gas-natural

Prévia do material em texto

Introdução ao Processamento e 
Tratamento do Gás Natural 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Daniel H. M. Filho 
Eng. Processamento – UNBSOL/ATP-U/OP 
Manaus, Dezembro de 2005. 
_____________________________________________________________________________________ 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
2
 
 
 
 
 
 
 
 
Autor 
 
Daniel Henrique Maximo Filho: Engenheiro Químico graduado pela Universidade Federal 
de Minas Gerais, atua como Engenheiro de Processamento na Gerência de Operações do 
Ativo de Produção de Urucu da Unidade de Negócio da Bacia do Solimões em Manaus-AM. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Colaboradores: 
 
Eng. KEN WHEELER DA SILVA ARAUJO 
Eng. TIAGO TERIBELE 
Eng. PHILIPP WOLFGANG MAI RODRIGUES 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural / Daniel Henrique Maximo 
Filho, autor. – UN-BSOL/ATP-U/OP – Manaus-AM. 
 
 
 
 
 
 
Reservam-se os direitos desta à 
Petróleo Brasileiro S.A. 
Av. República do Chile, 65 - Centro - 20031-912 
 Rio de Janeiro - RJ 
 
 
 2
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
3
Índice 
 
 
 
CAPITULO 1: CONCEITUAÇÃO ..................................................................................... 4 
1.1– O GÁS NATURAL...................................................................................................... 4 
1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS NATURAL ........................................... 6 
1.3– TRATAMENTO.......................................................................................................... 7 
1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL ................................................................................. 7 
CAPÍTULO 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL8 
2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL.......................................................... 8 
2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados.................................................. 8 
2.2 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL - UPGN ...................... 10 
2.2.1 - Importância econômica das UPGNs.................................................................. 11 
2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO..................................................................................... 13 
2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES ....................................................... 16 
2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON ............................................................................ 18 
2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA..................................................... 19 
2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO ................................................................... 23 
CAPITULO 3: TRATAMENTO........................................................................................ 27 
3.1 – DESIDRATAÇÃO ................................................................................................... 27 
3.1.1 – Água no gás natural .......................................................................................... 27 
3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural .......................................................... 30 
3.1.3 – Hidratos ............................................................................................................. 33 
3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato........................................................................ 35 
3.1.5 – Desidratação por Absorção .............................................................................. 37 
3.1.6 – Desidratação por Adsorção .............................................................................. 38 
3.1.7 – Parâmetros de projeto....................................................................................... 42 
3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção ....................................... 45 
3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS ........................................................................... 46 
3.2.1 – Objetivos............................................................................................................ 46 
3.2.2 – Seleção do tratamento ....................................................................................... 47 
3.2.3 – Tratamento com soluções de aminas................................................................. 49 
3.2.4 – Tratamento com Carbonato de Potássio a quente ............................................ 51 
3.2.5 – Tratamento com Sulfinol ................................................................................... 51 
3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja ........................................................................ 52 
3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares............................................................. 53 
3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes........................................................ 53 
3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas...................................................... 54 
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................. 56 
ANEXOS .............................................................................................................................. 57 
ANEXO 1 - ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL DE ORIGEM NACIONAL OU IMPORTADA ..... 57 
ANEXO 2 - ESPECIFICAÇÕES DOS GASES LIQÜEFEITOS DE PETRÓLEO (GLP). .................... 58 
ANEXO 3 - GLOSSÁRIO DO RAMO DE PETRÓLEO................................................................. 60 
 
 3
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
4
Capitulo 1: Conceit
 
1.1– O G
 
Definição: “G
condições at
ou gaseíferos
 
O gás natura
estar associa
hidrocarbone
(C3), butano
no estado ga
baixos teores
enxofre. 
 
Mais leve qu
o que o torna
submetido a 
álcool se infl
com uma ch
odorizado co
 
A principal v
benefícios ec
pela qual dis
para as usina
desmatament
 
Embora o gá
como um pr
causadas po
combustível 
vantagens de
produto nobr
de energia pr
 
Grafico 1.1.1 –
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: BP Stati
Con
18%
30%
1%
3
 
ÁS NATURAL 
ás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto qu
mosféricas normais, extraído diretamente a
, incluindo gases úmidos, secos, processado
l é um combustível fóssil encontrado em r
do ou não ao petróleo (gás associado ou g
tos leves: principalmente por metano(C1) e
(C4) e pentano(C5), podendo chegar ao dec
soso, sob pressão atmosférica e temperatu
 de contaminantes como o nitrogênio, dióxi
e o ar, o gás natural dissipa-se facilmente n
 mais seguro que o GLP. Para que se inflam
uma temperatura superior a 470°C. A título
ama a 200°C e a gasolina a 300°C. Além di
ama quase imperceptível. Por questões de 
m compostos de enxofre para que seja facilm
antagem do uso do gás natural é a preserv
onômicos, o GN é um combustível não-pol
pensa tratamento dos produtos lançados na
s termoelétricas a óleo, lenha e nucleares, d
o e de acidentes ambientais. 
s natural seja o petróleo na forma de gaso
oduto inferior. Só a partir da década de 
r bruscas elevações do preço do petróleo
em substituição aos demais derivados do
 sua utilização, principalmente econômicas
e. Os gráficos abaixo mostram o aumento d
imária mundial.Consumo de energia em 1974 Grafico
stical Review of World Energy June 2004. 
sumo mundial de energia 1974
48%
%
Óleo
Gás Natural
Carvão
Energia Nuclear
Hidro elet.
Consumo total = 6,072 BI TEP
uação 
e permaneça em estado gasoso nas 
 partir de reservatórios petrolíferos 
s e gases raros.” - LEI Nº 9.478/97 
ochas porosas no subsolo, podendo 
ás não associado). É composto por 
 etano(C2), passando pelo propano 
ano(C10). O gás natural permanece 
ra ambiente. Geralmente apresenta 
do de carbono, água e compostos de 
a atmosfera em caso de vazamento, 
e (auto ignição) é preciso que seja 
 de comparação, vale lembrar que o 
sso, é incolor e inodoro, queimando 
segurança, o GN comercializado é 
ente detectável. 
ação do meio ambiente. Além dos 
uente; sua combustão é limpa, razão 
 atmosfera. É um ótimo substituto 
iminuindo os níveis de poluição, de 
sa, durante muitos anos foi tratado 
70, após duas crises internacionais 
, o gás passou a ser usado como 
 petróleo. Hoje, devido às muitas 
 e ambientais, o gás é considerado 
o consumo do gás natural na matriz 
. 1.1.2 – Consumo de energia 2004 
Consumo Mundial de energia 2004
Petróleo
37%
Gás Natural
24%
carvão
27%
nuclear
6%
hidroelétrica
6%
Petróleo
Gás Natural
carvão
nuclear
hidroelétrica
Consumo total = 10.224 BI TEP
4
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
5
No Brasil o consumo do gás natural ainda é considerado baixo. Em 2004 apenas 9,1% da 
matriz de energia primária brasileira foi produzida pelo gás natural, enquanto que na 
Argentina o gás corresponde a 55%, nos EUA 25% e na União Européia 24,4% (ano 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
% Gás na matriz energêtica
25,0%26,2%
55,0%
9,1%
15,3%
23,4%
35,9%
11,2%
54,1%
16,9%
38,9%
2,5%
24,4%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
C Ar
g F
Al
e
a
Ita
lia
Po
rtu
ga
l
Fe
de
ra
çã
o 
Ru
ss
a 
Es
pa
nh
a
Re
ino
 U
nid
o
Ch
ina UE
Fonte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005 
Os gráficos abaixo mostram a evolução do consumo e da produção de gás no Brasil. 
Podemos notar que a partir de 1999 com a entrada em operação do gasoduto Bolívia-Brasil 
houve um aumento no consumo em relação à produção. 
 
Gráfico 1.1.3 – Consumo de gás natural no Brasil de 1980 a 2004. 
Consumo de gás no Brasil
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
0 2 4 6 8 0
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
Ano
Bi
lh
oe
s 
m
3
F
Grá
par
F
 
19
8
19
8
19
8
19
8
19
8
19
9
US
A
an
ad
a
en
tin
a
Br
as
il
ra
nc
a
m
an
h
 
 onte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005 
 
fico 1.1.4 – Produção de gás natural no Brasil de 1980 a 2004, excluído o gás enviado 
a flare ou recirculado. 
Produção de gas no Brasil
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
Ano
Bi
lh
õe
s 
m
3
 
onte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2004. 
5
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
6
 
1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS 
NATURAL 
 
Entende-se por processamento de gás natural a seqüência de operações unitárias que têm por 
objetivo separar os componentes mais pesados do gás em uma corrente líquida, tornando o 
gás mais leve. 
 
A corrente líquida, normalmente formada pelo propano(C3) e mais pesados, é conhecida 
como LGN, Líquido de Gás Natural. O LGN é fracionado para se obter o GLP, Gás 
liquefeito de Petróleo, e a nafta leve(C5+). Estas correntes líquidas possuem um maior valor 
energético, e conseqüentemente, um maior valor econômico. 
 
O gás mais leve, de menor valor energético, é denominado gás processado, gás seco ou 
residual, sendo composto basicamente por metano(C1) e etano(C2), este é o gás utilizado 
por indústrias, automóveis, residências, comércio e usinas de geração de energia 
(termoelétricas). 
Gás Natural bruto 
 
 
 
Gás industrial; 
Gás Natural Veicular (GNV); 
Gás Metano (residencial, 
comercial e geração de energia).
Líquido do Gás Natural (LGN); 
Gás Liquefeito de Petróleo (GLP);
Propano líquido; Butano líquido, 
Nafta leve (C5+), etano líquido.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A tabela 1.2.1 mostra a composição típica do gás na
PETROBRAS : 
Tabela 1.2.1 - Composição molar média de alguns gases: 
ELEMENTOS ASSOCIADO (1) NÃO ASS(2
METANO 65,18 85
ETANO 11,11 8,
PROPANO 4,82 3,
I-BUTANO 0,57 0,
N-BUTANO 1,16 0,
I-PENTANO 0,16 0,
N-PENTANO 0,20 0,
HEXANO 0,06 0,
HEPTANO E SUPERIORES 0,09 0,
NITROGÊNIO 16,52 0,
DIÓXIDO DE CARBONO 0,13 0,
TOTAL 100 10
 1- Gás do campo de LUC, Bacia do Solimões - Urucu; 
 2- Gás do campo de Miranga, na Bahia; 
 3- Saída da UPGN 2 , Urucu. 
 
 Processamento 
tural de algumas unidades da 
OCIADO 
) PROCESSADO (3) 
,48 72,49 
26 12,23 
06 0,45 
47 - 
85 - 
20 - 
24 - 
21 - 
06 - 
53 14,64 
64 0,19 
0 100 
6
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
7
 
1.3– TRATAMENTO 
 
 
O gás natural bruto vindo do campo de produção pode conter contaminantes que são 
classificados em dois tipos básicos: inertes e gases ácidos. Os inertes estão sempre presentes 
no gás e são o nitrogênio e o vapor d’água. Os gases ácidos, assim chamados por formarem 
soluções ácidas quando na presença de água livre, englobam o gás carbônico (CO2) e os 
compostos de enxofre, a saber, o gás sulfrídrico (H2S), mercaptans (R-SH sendo R um 
radical hidrocarboneto), sulfeto de carbonila (COS) e dissulfeto de carbono (CS2). O 
tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para remoção ou 
redução dos teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, 
transporte ou processamento posterior. Os processos de tratamento serão detalhados no 
capítulo 3. 
 
 
 
1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL 
 
 
Um conceito muito utilizado no processamento de gás é a riqueza, que é a soma das 
porcentagens molares dos componentes mais pesados do gás, isto é, o somatório dos 
componentes a partir do propano, inclusive. De acordo com este critério um gás é 
considerado rico se a sua riqueza for superior a 4 % (este percentual pode variar conforme 
as condições técnicas e econômicas do projeto). As riquezas dos gases de Urucu são LUC 
7,4%, RUC 6,91%. 
 
Existe um outro conceito menos utilizado que é o índice de riqueza do gás (IRG) definido 
como sendo a quantidade de líquido que pode ser obtida através do processamento 
primário. É expressa em metros cúbicos de líquido a 15,5 ºC e 1 atm por 1.000 m3 de gás 
natural a 20ºC e 1 atm. Dada a composição de um gás, a riqueza, segundo esta definição é 
obtida pelo somatório do produto da porcentagem molar de cada componente por um fator 
F dado no quadro abaixo, cujo valor é função de densidade e do peso molecular do 
componente. 
 
Componente Fator 
Etano C2 0,0352 
Propano C3 0,0362 
 Iso butano iC4 0,0431 
Normal butano nC4 0,0415 
Iso pentano iC5 0,0482 
Normal pentanonC5 0,0477 
Hexano C6 0,0541 
HeptanoC7 0,0607 
 
 
 7
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
8
Capítulo 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO 
GÁS NATURAL 
 
2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
O condicionamento do gás visa seu enquadramento às características necessárias ao seu 
transporte em gasodutos, de forma que possa ser realizado sem prejuízo para as instalações 
utilizadas nestas operações (tubulações, compressores, etc.). Como comentado 
anteriormente, o gás natural bruto contém hidrocarbonetos e vapor d’água que podem passar 
do estado gasoso para o líquido com as variações de temperatura e/ou pressão, mesmo que 
pequenas; isto provoca o acúmulo destes líquidos em linhas e dutos, o que gera problemas 
de escoamento, corrosão e até tamponamento pela formação de hidratos. Para evitarmos tais 
problemas o gás deve ser condicionado para atender as especificações de transporte. 
 
Normalmente o principal parâmetro a ser controlado no condicionamento é o ponto de 
orvalho (dew point) dos hidrocarbonetos e do vapor d’água. Define-se como ponto de 
orvalho a temperatura na qual, a uma determinada pressão, começa ocorrer a condensação 
de líquidos (hidrocarbonetos ou água). O ajuste usual do ponto de orvalho é de 5ºC abaixo 
da mínima temperatura de operação do gasoduto, na pressão de trabalho, para garantir a não 
formação de hidrocarbonetos líquidos ou água líquida. No Brasil, para a comercialização do 
gás, o ponto de orvalho da água é limitado ao máximo de –45ºC a 1 atm, sendo que nas 
regiões norte e nordeste admitem-se o valor de –39ºC. Em alguns casos deve-se tratar o gás 
para enquadrar os teores de gás sulfrídrico (H2S) em no máximo 20 ppm e de dióxido de 
carbono (CO2) em no máximo 2 % vol.. A portaria da ANP que trata da especificação do gás 
a ser comercializado no Brasil é a de Nº 104 de 8/7/2002- DOU 9/7/2002. O anexo 1 
apresenta a tabela com as especificações do gás natural conforme a portaria da ANP. 
 
Fig. 2.1.1 Produtos de uma unidade de Condicionamento. 
 
 
Gás Natural 
Condicionamento 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
H2O 
C5 
C6 
 C7+
Gás Natural 
condicionado 
Condensados 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados 
 
Os condensados formados nas linhas de produção e/ou condicionamento geralmente são 
enviados para uma UPGN ou refinaria para serem processados. Quando o volume de 
condensados é significativo é construída uma Unidade de Processamento de Condensado de 
Gás Natural (UPCGN) que é formada basicamente de torres de fracionamento. 
 8
Fig. 2.1.2 - Curvas típicas de ponto de orvalho - condensação retrograda por redução de temperatura. 
 
 
 
2.2 – E DE PROCESSA NT ÁS 
NATURAL – UPGN 
 
Definiçã industrial que objetiva rea r a s ão das frações pesadas 
(propan dos), existentes no gás natural, gerando gás processado(metano e 
etano), G natural (C5+).” 
 
Uma U ocessamento de Gás Natural (UPGN) visa à recuperação dos 
hidrocar
especifi
veicular
chegand
obtidas 
consiste
que é co
processa
(alternat
teores q
Petróleo
mesmo 
 
As recu
utilizado
hidrocar
que a re
poder ca
 
Fig. 2.2
 
Alt
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Alt
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UNIDAD
o:“instalação 
o e mais pesa
LP e gasolina
nidade de Pr
bonetos mais pesados do gás na forma 
cação do gás natural processado (residu
. Os processos variam de um simples a
o até a produção de etano líquido. Vári
em uma UPGN, conforme mostrado na fig.
 em produzir apenas um Líquido de Gás N
mposto de propano e hidrocarbonetos mais
mento inclui o fracionamento do LGN em
iva B). Em outras se consegue incorporar 
ue não alterem a especificação de Pressão d
(ANP) para este derivado. Em unidades
etano líquido (alternativa D). 
perações de líquidos que podem ser alc
 e da riqueza do gás. Comumente se c
bonetos mais pesados, 90 a 95 % do prop
cuperação do etano quer no GLP, quer 
lorífico do gás processado. 
.1 Produtos de uma UPGN 
ernativa A 
Também 
conhecida como 
URGN – Unidade 
de Recuperação de 
GN. 
UPGN 
 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
ernativa B 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
liza
líquida, de
al) para 
certo do p
as são as 
 2.2.1. A a
atural (LG
 pesados q
 Gás Lique
parte do eta
e Vapor fix
 mais com
ançadas de
onsegue re
ano e até 
como prod
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+
L
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
C7+
O DE G
ME
eparaç
 maior valor agregado, e na 
usos industrial, residencial e 
onto de orvalho (dew point) 
configurações que podem ser 
lternativa A é a mais simples e 
N), para posterior tratamento, 
ue ele. Em algumas unidades o 
feito de Petróleo (GLP) e C5+ 
no ao GLP (alternativa C) em 
ada pela Agência Nacional do 
plexas pode-se produzir até 
pendem do tipo de processo 
cuperar 100% dos butanos e 
80 % do etano. Cabe ressaltar 
uto puro, acarreta redução do 
Gás 
processado 
GN 
Nafta leve 
(C5+) 
GLP 
Gás 
processado 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
11
 
 
 
 
Alternativa C 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C2 
C3 
C4 
Nafta leve 
(C5+) 
C5 
C6 
C7+ 
GLP
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
Gás 
processado 
Alternativa D 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4
Gás 
processado 
Nafta leve 
(C5+) 
C5 
C6 
C7+
C2 Etano líquido 
GLP 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
 
2.2.1 - Importância econômica das UPGN`s 
 
As refinarias são responsáveis pela produção da maior parte do GLP, entretanto a opção de 
aumentar a oferta de GLP simplesmente a partir do aumento da capacidade de refino não se 
revela a mais atraente do ponto de vista de custos, uma vez que o aumento de 40% da 
capacidade do refino, necessário para se atender o mercado, acarretaria em uma sobra 
considerável de outros combustíveis, principalmente gasolina e óleo combustível, e a 
conseqüente dificuldade de comercializá-los a preços atrativos. Assim sendo as UPGN’s 
são, em termos econômicos, muito importantes para a balança comercial Brasileira, pois 
produzem grandes quantidades de GLP além de especificar o gás natural para o consumo 
industrial, residencial ou veicular. 
 
Nos últimos anos a PETROBRAS vem investindo na construção de UPGN’s por todo o 
país, o gráfico 2.2.1 a seguir mostra a redução das importações de GLP em relação ao 
aumento da produção das UPGN’s. 
 
 
 11
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
12
 
 
 
Gráfico 2.2.1 – Importação X Produção 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP. 
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
m3
Ano
Importação GLP X Produção de LGN
Importação
Produção
Importação 5.096.778 3.851.092 3.355.396 2.039.941 1.880.419
Produção 2.085.089 2.331.767 2.610.825 3.267.008 3.570.4192000 2001 2002 2003 2004
 
 
Tabela 2.2.1- Situação atual das UPGN’s na Petrobras junho/04. 
Unidades Capacidade 
1000 m3/d 
Produção LGN 
m3
Início o
Urucu 1 (AM) 700 200 1
Urucu 2 (AM) 6.000 2.100 2
Urucu 3 (AM) 3.000 980 2
Lubnor (CE) 350 180 1
Guamaré 1 (RN) 2.200 640 1
Guamaré 2 (RN) 2.400 640 2
Guamaré 3 (RN) 1.500 625 
Atalaia (SE) 3.000 830 1
Carmópolis (SE) 350 80 1
Pilar (AL) 2.000 450 2
Catu 1 (BA) 1.950 480 1
Catu 3 (BA) 2.750 600 2
Candeias (BA) 2.950 715 1
Lagoa Parda 1 (ES) 400 50 1
Lagoa Parda 2 DPP(ES) 1.500 60 2
Cabiúnas 1 (RJ) 560 195 1
Cabiúnas 2 (RJ) 3.000 690 1
Cabiúnas 3 (RJ) 5.400 690 2
Cabiúnas 4 (RJ) 5.400 690 Em co
UPCGN Cabiúnas (RJ) 1,5 900 1
REDUC 1 (RJ) 2.400 660 1
REDUC 2 (RJ) 2.000 660 1
UFL-REDUC (RJ) 5,4 2
RPBC (SP) 2.400 630 1
Total 52.217 13.745 
Fonte: Encontro Técnico de UPGN`s Petrobras/2005 
 
 
peração Processo 
993 Absor. Refrig. 
000 TE Refrig. 
004 TE Refrig. 
987 Absor. Refrig 
985 Absor. Refrig 
001 TE Refri 
 TE Refri 
981 Absor. Refrig 
989 Refrig. Simples 
003 TE Refrig.. 
962 Absor. Refrig 
005 TE 
972 Absor. Refrig 
983 Refrig. Simples 
003 Refrig. Simples 
987 Absor. Refrig 
997 Refrig. Simples 
002 TE 
nstrução TE 
987 Fracionamento 
983 Absor. Refrig 
987 TE Refrig. 
002 
993 Joule Thomson 
 
 
*
12
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
13
 
2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO 
 
Em termos econômicos, a escolha do melhor processo a ser utilizado em uma UPGN 
depende basicamente de 03 fatores: composição do gás, pressão disponível e recuperação 
desejada. No entanto, como não existem critérios rígidos que orientem a seleção, é 
recomendável que se faça um estudo técnico e uma análise econômica para cada tipo de 
processo. A análise deverá considerar, entre outras coisas, os seguintes fatores : 
 
- recuperações obtidas; 
- quantidade, tipo, origem (nacional ou importado); 
- custo de equipamentos e instrumentação; 
- custos operacionais; 
- consumo de utilidades. 
 
São quatro os tipos de principais de processos para a recuperação de líquidos ou controle de 
“dew-point” (ponto de orvalho) do gás natural: 
 
- refrigeração simples; 
- expansão Joule–Thomson (JT); 
- absorção refrigerada; 
- Turbo-expansão (TE). 
 
 
A fig 2.3.1 mostra um esquema simplificado, em função da riqueza do gás, as faixas de 
recuperação para 03 dos processos acima. Contudo o comparativo não inclui o processo de 
absorção que, embora perdendo terreno para a turbo-expansão, ainda é utilizado em grande 
número de instalações no mundo todo. 
 
Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação dos 
hidrocarbonetos mais pesados por redução de temperatura. 
 
O processo de absorção refrigerada, no entanto, utiliza a refrigeração apenas como auxiliar 
para obter maiores recuperações, sendo o óleo de absorção o agente fundamental na 
recuperação dos hidrocarbonetos líquidos. Sua aplicação típica é na recuperação de propano 
e mais pesados, havendo sempre uma recuperação incidente de etano. Como os 
investimentos e custos de operação da Absorção Refrigerada estão diretamente relacionados 
à vazão de circulação de óleo de absorção, este tipo de processo deixa de ser interessante à 
medida que se deseja recuperações de etano mais elevadas e que requerem maiores 
circulações de óleo. A grande vantagem deste processo é a manutenção da pressão de 
admissão do gás, requerendo pouca, ou nenhuma, recompressão do gás processado. 
 
Quanto aos dois processos de expansão, JT e TE, ambos causam resfriamento do gás devido 
à redução de pressão (flash adiabático), chamado de efeito Joule-Thomson; a diferença 
básica entre eles, em termos termodinâmicos, é que o primeiro é isentálpico (não há geração 
de trabalho) e o segundo é isoentrópico (há geração de trabalho). 
 
 
 13
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
14
Para processos de fluxo, a variação da entalpia é dada pela diferença entre o calor trocado 
com o ambiente e o trabalho executado pelo fluido (H = Q – W). A expansão Joule-
Thomson ocorre em uma válvula e, por ser instantânea, pode ser considerada um processo 
adiabático (Q = 0), isto é, um processo em que não há troca de calor com o ambiente. Como 
também nenhum trabalho é executado pelo fluido durante a expansão (W = 0), conclui-se 
que não há variação de entalpia, sendo assim o processo é isentálpico. 
 
Fig. 2.3.1 – Seleção de processos de recuperação de LGN em função da riqueza do gás e do 
nível de recuperação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Recupera- 
ção inviável 
de líquidos 
Turbo-Expansão 
Ou 
Joule-Thomson com 
refrigeração 
Refrigeração 
simples 
Turbo-Expansão 
Ou 
Joule-Thomson 
 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 
 
100% 
 
90% 
 
80% 
 
70% 
 
60% 
 
50% 
 
40% 
 
30% 
 
20% 
 
10% 
N
í
v
e
l 
. 
R
e
c
u
p
e
r
a
ç
ã
o 
 
 
A expansão do gás em uma turbina também pode ser considerada um processo adiabático, 
porém diferentemente da expansão em uma válvula, é possível realizar trabalho, geralmente 
em um eixo que aciona um compressor, e neste caso a variação de entalpia é diferente de 
zero. Se o processo fosse adiabático e reversível seria um processo à entropia constante, isto 
é, isoentrópico. Como na prática todos os processos são, em maior ou menor grau, 
irreversíveis, considera-se o processo de Turbo-Expansão como isentrópico e aplica-se uma 
eficiência variando de 60 a 85% para levar em conta a irreversibilidade. Em outras palavras, 
a eficiência do processo é a relação entre o trabalho realmente recuperado no Turbo-
Expansor e o trabalho que seria produzido se a turbina fosse isoentrópica. A eficiência do 
trabalho de Turbo-Expansão é importante por várias razões: além de estar diretamente 
relacionada ao trabalho produzido, da eficiência do processo, dependerá dela a temperatura 
obtida e a produção de líquidos. 
Índice de Riqueza do Gás (m3 liq./1000 m3 gás) 
 
 
 14
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
15
A fig. 2.3.2 mostra esquematicamente em um diagrama entalpia X entropia os resultados de 
uma expansão Joule-Thomson e Turbo-Expansores em vários níveis de eficiência. Nota-se 
que para uma mesma queda de pressão a turbo-expansão proporciona temperaturas mais 
baixas que a expansão JT que é equivalente a uma turbina com 0% de eficiência. 
 
O processo de TE é indicado quando se deseja altas recuperações de etano, pois as 
temperaturas obtidas são suficientemente baixas para promover a condensação deste 
componente. Já o processo JT requer que o gás esteja a uma pressão suficientemente elevada 
e temperaturas suficientemente baixas para que possa haver condensação do etano. 
 
 
Fig. 2.3.2 – Exemplo de diagrama Entalpia X Entropia para uma expansão do gás natural 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
T = - 69,11 ºC
E
n
t
a
l
p
i
a 
 
(kJ/kgmol) 
T = - 87,93 ºC 
T = - 83,58 ºC 
T = - 79,05 ºC 
T = - 74,25 ºC
T = - 41,0
EF d = 100%
EF c = 75%
EF b = 50%
EF a = 25%
EF 1= 0% 
H2d = -7,189 e4 
H2c = -7,150 e4 
 
H2b = -7,111 e4 
H2a = -7,072 e4 
H1 = -7,033 e4 
 Entropia (kJ/kgmol/ºC) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 15
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
16
2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES 
 
 
2.4.1 – GERAL 
 
O processo de recuperação de hidrocarbonetos líquidos por refrigeração simples, como o 
próprio nome sugere, consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a 
condensação do propano e mais pesados. Este processo encontra aplicação quando o 
objetivo é apenas recuperar componentes a partir do propano (LGN) e não se deseja 
recuperações muito elevadas ou deseja-se apenas condicionar o “dew-point” do gás para o 
transporte em gasodutos. 
 
O fluido refrigerante mais utilizado é o propano puro que permite atingir temperaturas de até 
–40ºC. O gás deve estar disponível a altas pressões (>4.000 kPa) a fim de que haja a 
condensação desejada a temperaturas de operação. O líquido condensado, LGN, pode ser 
separado posteriormente originando GLP e C5+(nafta leve). 
 
 
2.4.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
 A fig. 2.4 é um fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples para 
condições típicas de pressão e temperatura. 
 
O gás disponível a 27ºC e 517 kPa é comprimido até 4.480 kPa e 49 ºC. O gás sofre então 
resfriamentos sucessivos, primeiro com o próprio gás residual da unidade e depois com o 
propano refrigerante atingindo assim –37 ºC. Antes de cada resfriamento há a injeção de 
glicol para inibir a formação de hidratos. A corrente resfriada entra em um vaso trifásico 
onde são separados o gás residual, os hidrocarbonetos condensados e o glicol injetado 
anteriormente. O gás residual troca calor com o gás rico na entrada da unidade, conforme 
mencionado anteriormente, se aquecendo até 38ºC. O glicol é enviado para regeneração e 
posterior reutilização. O líquido do vaso trifásico sofre uma expansão em uma válvula até 
1.186kPa, com conseqüente resfriamento até –60ºC. Após a expansão o líquido segue para 
uma torre deetanizadora onde o etano e os componentes mais leves são separados no topo e 
o LGN é retirado pelo fundo. O gás do topo é chamado residual de baixa em contraposição 
ao residual de alta liberado no vaso trifásico. Este gás residual de baixa pressão se aquece 
até 38ºC e sub-resfria o propano refrigerante na etapa de compressão do ciclo de propano. 
 
O LGN é bombeado do fundo da deetanizadora para a torre desbutanizadora onde é 
separado em GLP e C5+. Antes de entrar na torre, o LGN é aquecido pela corrente de C5+ 
que é produto de fundo da própria torre. O produto de topo, GLP, é condensado a 1.470 kPa, 
sendo parte do líquido bombeado de volta a torre para servir de refluxo e o restante é 
enviado para estocagem. 
 
 
 16
Fig. 2.4 - Fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples. 
 
Gás processado Gás processado baixa 
de alta Glicol Propano 
 
 
Gás entrada 
510 kPa 
27ºC 
 
 Glicol 
 
 4.350 kPa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
- 37 ºC 
1180 kPa 
1470 kPa 
50 ºC 
GLP 
Óleo 
quente 
4350 kPa 
- 37 ºC
- 60 ºC 
58 ºC 
LGN
77 ºC 
65 ºC 
Torre 
desbutanizadora
Torre 
deetanizadora
179 ºC 
Glicol p/ 
regeneração 
Óleo 
quente 
4480 kPa 
49 ºC 
5,6 
82 ºC 49 ºC C5+ 
 ºC
2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON 
 
O processo de expansão Joule-Thomson (JT) é aplicado ao gás natural quando se deseja 
recuperar propano e hidrocarbonetos mais pesados. Esta recuperação se deve a expansão 
isentálpica do gás de carga. 
 
Sua aplicação típica é no condicionamento do gás natural, resfriamentos secundários em 
outros processos ou em substituição ao Turbo-Expansor (TE) quando este apresenta alguma 
indisponibilidade. A figura 2.5 mostra um exemplo prático de uma válvula JT. 
 
 
As recuperações comumente obtidas com este processo são: 
 
 - propano (C3) 75% ; 
 - butano e mais pesados 100%. 
 
 
 
Fig. 2.5 – Exemplo do processo JT. 
 
1.600 kPa 4.100 kPa 
- 60,6ºC - 41ºC 
Válvula 
JT 
Processo Isentálpico = não há geração de TRABALHO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
19
 
2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA 
 
 
2.6.1 GERAL 
 
O processo de absorção refrigerada se baseia na recuperação dos componentes pesados do 
gás por uma absorção física promovida pelo contato do gás com um óleo de absorção. O 
princípio deste processo é a diferença entre a pressão de vapor dos componentes no óleo e 
sua pressão parcial no gás. Como a 1ª é menor que a 2ª, ocorre a transferência de massa do 
gás para o óleo, com liberação de energia e conseqüente aumento de temperatura. Este 
princípio se aplica a todos os hidrocarbonetos, porém, numa segunda etapa, quando a 
pressão é reduzida, os componentes leves são liberados do óleo, ficando retidos apenas os 
hidrocarbonetos pesados. 
 
As recuperações comumente obtidas com este processo são: 
 
 - etano (C2) máximo de 50% ; 
 - propano (C3) 90 a 95% ; 
 - butano e mais pesados 100% . 
 
O contato entre o óleo de absorção e o gás ocorre em contra-corrente em uma torre 
absorvedora onde o óleo é admitido pelo topo e o gás pelo fundo. O óleo utilizado 
geralmente é um hidrocarboneto líquido, ou mistura de hidrocarbonetos, com massa molar 
na faixa de 100 a 180, dependendo da temperatura de absorção. Em Urucu na UPGN 01 o 
óleo de absorção utilizado é a própria nafta leve (C5+) produzida na unidade. 
 
A eficiência de absorção depende, entre outros fatores, da pressão e temperatura de operação 
do sistema, das quantidades relativas de gás e óleo de absorção e da qualidade do contato 
promovido entre o gás e o líquido. As condições mais comuns de operação da torre 
absorvedora são 2.750 kPa a 6.850 kPa e temperaturas que variam de ambiente até – 40ºC. 
A refrigeração é obtida através de um fluido auxiliar, geralmente propano. 
 
Denomina-se óleo rico o óleo saturado com hidrocarbonetos e óleo pobre o óleo isento 
destes componentes. Os hidrocarbonetos absorvidos pelo óleo são posteriormente retirados, 
pela ação do calor, em uma torre de fracionamento (destilação). O óleo pobre retorna à torre 
absorvedora e os hidrocarbonetos são separados de modo a fornecer os produtos desejados 
(LGN, GLP, C5+). 
 
 
2.6.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
A fig 2.6 é um fluxograma simplificado do processo de absorção refrigerada da UPGN 01 de 
Urucu que é uma unidade típica de absorção refrigerada. 
 
A unidade é alimentada com gás a 4.100 kPa e 32ºC. O gás passa por um vaso separador 
(scrubber), V-100, para a retirada de líquidos arrastados pelo gás, então ele segue para um 
filtro (V-101) para a retirada de partículas sólidas que possam estar sendo carregadas pelo 
gás. Os líquidos de fundo dos vasos V-100 e V-101 são enviados para serem reprocessados, 
o gás segue para ser resfriado, uma parte da corrente vai para o permutador E-120 (gás/gás) 
 19
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
20
saindo a –6ºC e o restante no E-121(gás/líq.) saindo a –11ºC. Neste dois permutadores as 
correntes recebem a injeção de glicol para evitar a formação de hidratos, as saídas destes 
dois permutadores se misturam formando uma nova corrente a –8,6ºC quesegue para ser 
novamente resfriada no E-122 (gás/propano) saindo a –29ºC. Neste permutador o gás recebe 
nova injeção de glicol, em seguida a corrente vai para o vaso separador V-103 para a 
separação dos líquidos, o glicol exausto, isto é contendo água, é retirado pelo fundo do vaso 
sendo enviado para regeneração. Os hidrocarbonetos líquidos separados no V-103 são 
enviados para o E-121 para refrigerar o gás de entrada e posteriormente seguem para a torre 
deetanizadora. 
 
O gás seco e refrigerado segue então para a torre absorvedora a onde ele entra em contato, 
em contra corrente, com o óleo de absorção, que neste caso é a própria nafta (C5+) do 
processo. Neste momento ocorre então a “lavagem” do gás, isto é, a passagem dos 
hidrocarbonetos mais pesados para o óleo de absorção; o gás pobre a alta pressão sai pelo 
topo da torre absorvedora a –17ºC e segue para o E-120 para resfriar o gás rico de entrada 
saindo a 29ºC sendo destinado para venda ou injeção. O óleo rico, contendo um alto teor de 
hidrocarbonetos leves, sai do fundo da torre absorvedora e segue para a torre deetanizadora, 
mas antes sofre uma expansão de 4.050 kPa para 2.150kPa entrando pelo topo da torre a 
–34ºC. 
 
Na torre deetanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo 
sendo “lavado” o que promove a separação dos componentes leves e pesados. O líquido 
desce para o fundo da absorvedora para ser aquecido para a retirada dos hidrocarbonetos 
leves restantes que sobem pela torre trocando calor e massa saindo na corrente de gás no 
topo, esta corrente a –15ºC é o gás pobre de baixa pressão. O líquido do fundo da 
deetanizadora que o óleo rico (LGN) segue para a torre debutanizadora, mas antes sofre uma 
expansão de 2.150 kPa para 1.600 kPa entrando pelo prato nº 10 da torre a 64ºC. 
 
Na torre debutanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo 
sendo “lavado”. O líquido segue para o fundo da torre sendo aquecido, o que promove o seu 
fracionamento. No fundo da torre a nafta sai líquida à 167ºC sendo resfriada no air-cooler 
AC-231 para 49ºC de onde segue para ser dividida em duas correntes, uma segue para 
tancagem e a outra é bombeada para ser resfriada nos permutadores E-125(gás/gás) e E-
124(gás/propano) para ser utilizada como óleo de absorção na torre absorvedora. O GLP sai 
pelo topo na forma de vapor, sendo resfriado no air-cooler AC-230 e acumulado no vaso 
V-203 de onde é bombeado sendo parte desta corrente utilizada como refluxo de topo da 
debutanizadora e a outra segue para tancagem de GLP (esferas). 
 
 20
Fig. 2.6 - Fluxog plificado do processo de absorção refrigerada 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Propa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
C5+ p/ 
Tancagem 
Gás 
entrada 
Gás 
Processado 
Alta 
Glicol 
Glicol
Glicol p/ 
regeneração 
Torre 
deetanizadora
Torre 
absorvedora 
V-103
E-124
Torre 
debutanizadora 
C
V-101
B
E-125
B 
Propano E-122
C 
V-100
A 
Reprocesso
AC-230 
V-203 
E-120
GLP p/ 
Esferas 
AC-231
A
 
rama sim
2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO 
 
2.7.1 – GERAL 
 
Este processo é mais eficiente por gerar temperaturas mais baixas que os demais e é 
normalmente adotado quando se deseja recuperar etano juntamente com os componentes 
mais pesados (GLP) ou etano líquido. É indicado para gases disponíveis à alta pressão 
embora seja viável para pressões moderadas e até mesmo baixas. 
 
As recuperações que podem ser atingidas em um processo de turbo-expansão são as 
seguintes: 
 - etano 85% ; 
 - propano 99% ; 
 - butanos e mais pesados 100%. 
 
A recuperação de líquidos consiste basicamente na secagem e refrigeração do gás de entrada 
em contra-corrente com o gás de saída (corrente fria) da própria unidade, seguido de uma 
expansão no TE. O processo de Turbo-Expansão é mais eficiente devido a dois efeitos: 
Joule-Thomson em conjunto com a liberação de energia do gás, na forma de trabalho de 
compressão, o que provoca um maior abaixamento de temperatura e conseqüentemente uma 
maior condensação dos hidrocarbonetos. Algumas vezes pode ser empregada uma 
refrigeração adicional através de um fluido auxiliar, geralmente propano, e também uma 
compressão do gás de entrada. 
 
O Turbo-Expansor é uma máquina composta por de três partes principais: uma turbina de 
expansão(1), um eixo rotativo(2) e um compressor rotativo(3) (ver figura 2.7.1) . O 
princípio de funcionamento é o acionamento da turbina de expansão, pela entrada do gás a 
alta pressão, gerando energia (trabalho) e refrigeração (efeito JT). A energia gerada no 
Expansor é transferida ao compressor rotativo através do eixo comum. O TE é usado para 
produzir refrigeração e recuperar energia. 
 
Fig. 2.7.1 – Partes de um Turbo-Expansor com exemplo de funcionamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3
2
Eixo 
rotativo 
1
1.600 kPa 
- 83,5ºC 
5.500 kPa 
- 41,0ºC 
5.670 kPa 
56ºC 
4.110 kPa 
30ºC 
Compressor
Expansor 
 
 
 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
24
2.7.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
 
A figura 2.7.2 é um fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão 
capaz de produzir GLP (etano, propano, butanos) e nafta leve (C5+). 
 
O gás natural entra na unidade a 4.110 kPa e 30 ºC, passa por um vaso separador, 
V-123101 (scrubber), para remoção de líquidos condensados e segue para um filtro (FT-
123102) que visa à retirada de partículas que podem ser arrastados pelo gás; após a filtração 
o gás entra em um compressor acoplado ao Turbo-Expansor (C-123101), saindo com 5.670 
kPa e 56 ºC, em seguida o gás passa por uma bateria de 03 permutadores, P-123101 (água), 
P-123102 (placas gás-gás) e P-123103 (propano) onde a temperatura é reduzida para 38ºC, 
29ºC e 22ºC respectivamente. O gás segue então para um outro vaso separador (V-123102) 
para retirada de líquidos condensados gerados com o aumento de pressão e o resfriamento. 
O gás segue para a secagem passando por um leito de Peneiras Moleculares, V-123103 A ou 
B, esta secagem é realizada com peneiras moleculares que garantem uma umidade menor 
que 1 ppm; após a secagem o gás passa por um novo filtro (FT-123101) que visa à retirada 
de partículas da peneira que podem ter sido arrastadas pelo gás. 
 
Com o gás limpo e seco inicia-se a refrigeração do gás em uma série de permutadores que 
visa iniciar a condensação dos componentes de interesse (etano, propano, butanos, etc.). Ele 
entra em um permutador de placas (P-123104) onde sua temperatura passa de 22ºC para 
2ºC, em seguida passa por um permutador a propano (P-123105) e sua temperatura chega a 
–6ºC, então a corrente de gás/líquidos é separada no V-123104, o líquido segue para a torre 
deetanizadora (T-123101), o gás sai pelo topo do vaso e segue para um outro permutador de 
placas (P-123106) de onde sai com uma temperatura de –29ºC, novamente a corrente passa 
por um separador (V-123105), o líquido separado segue para a torre T-123101 e o gás 
continua a ser resfriado em um permutador de placas (P-123107) de onde sai a –41ºC, então 
a corrente de gás/líquidos é separada no V-123106, o líquido se junta a corrente de gás na 
saída do V-123107 e segue para a torre deetanizadora; o gás sai pelo topo do vaso e segue 
para a entrada do Expansor a –41ºC e 5.480 kPa saindo a –83ºC e 1.570 kPa., esta corrente 
entra em um novo vaso separador (V-123107), o líquido passa pelo P-123108 a onde é 
aquecido a –68ºC para entrar na torre deetanizadora, o gás se encontra com o líquido vindo 
do V-123106 e também passa pelo permutadorP-123108 a onde é aquecido a –68ºC para em 
seguida entrar na T-123101. 
 
 
Na torre deetanizadora, T-123101, o gás é “lavado” pelos líquidos que entram pelo topo da 
torre (refluxo) saindo pelo topo a –65ºC sendo resfriado no P-123108 para –71ºC gerando 
líquidos que são separados no V-123108, sendo utilizados no refluxo da torre, o gás 
processado que sai pelo topo do V-123108 segue o caminho inverso trocando calor nos 
permutadores de placas resfriando o gás de entrada do processo; após trocar calor no P-
123102 ele segue para segue para venda ou injeção em poços. No fundo da torre 
deetanizadora os líquidos condensados (LGN) são aquecidos (49ºC) para a retirada de leves 
e então enviados para a torre debutanizadora T-123102. 
 
 
 
 
 24
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
25
Antes de entrar na torre debutanizadora T-123102 o LGN é pré-aquecido no P-123110, 
dentro da T-123102 o LGN é separado em GLP (C3 e C4) pelo topo e nafta leve (C5+) pelo 
fundo. O GLP na forma de vapor (55ºC) sai pelo topo e é condensado no permutador a água 
(P-123111), o GLP líquido (38ºC) é contido no vaso V-123109 de onde é bombeado sendo 
que parte do GLP é utilizado como refluxo da torre e o restante segue para ser armazenado 
nas esferas. O fundo da torre é mantido a 163ºC para a retirada de leves, a nafta leve (C5+) é 
retirada do fundo desta torre sendo resfriada no P-123110 e P-123113 até 38ºC e prossegue 
para armazenamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 25
Figura 2.7.2 fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão 
 
Capitulo 3: TRATAMENTO 
 
 
O tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para se remover ou 
reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, 
transporte ou processamento posterior. As especificações mais freqüentes são relacionadas 
com: 
 
- poder calorífico; 
- teor máximo de compostos de enxofre; 
- teor máximo de dióxido de carbono; 
- teor máximo de vapor d’água ou ponto de orvalho em relação à água; 
- ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos; 
- teor de sólidos. 
 
 
O tratamento do gás visando apenas à remoção de compostos de enxofre denomina-se 
dessulfurização. Quando se visa à remoção de gases ácidos usa-se o nome genérico de 
adoçamento. 
 
O vapor d’água, embora por si só seja classificado como inerte, ao condensar em linhas ou 
equipamentos na presença de gases ácidos ou hidrocarbonetos pode causar inconveniente 
tais como corrosão e formação de hidratos, além de reduzir a capacidade das linhas de 
transferência. A remoção de água, isto é desidratação, é a forma mais eficiente de combater 
os problemas acima mencionados, muito embora existam soluções alternativas que em 
alguns casos se aplicam melhor que a desidratação 
 
 
 
 
3.1 – DESIDRATAÇÃO 
 
 3.1.1 – Água no gás natural 
 
 
Podemos considerar que qualquer gás natural produzido, associado ou não associado, está 
saturado com vapor de água, isto é, contém a máxima quantidade possível de água no estado 
vapor. Quantidades adicionais que tendem a se vaporizar voltarão a condensar, exceto se 
houver alteração nas condições de pressão e/ou temperatura do gás. 
 
O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: pressão, temperatura, e 
presença de contaminantes, ou gases ácidos, que têm a propriedade de elevar este teor. 
Quanto menor a pressão e maior a temperatura , maior a capacidade do gás de reter água no 
estado vapor. 
 
 
 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
28
 
A água contida em uma corrente de gás natural deve ser parcial ou totalmente removida com 
os seguintes objetivos: 
 
1º - Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água condensada nas 
tubulações causa a redução na área de passagem com o aumento da perda de carga e redução 
de vazão de gás que poderia fluir pela mesmas; 
 2º - Evitar a formação de meio ácido corrosivo decorrente da presença de água livre 
em contato com gases ácidos que podem estar presentes no gás; 
 3º - Evitar a formação de hidratos. 
 
 
A especificação do gás desidratado, a uma certa pressão, pode ser dada em termos de teor de 
água, ponto de orvalho ou depressão do ponto de orvalho, sendo essas duas últimas opções 
normalmente as mais adequadas e precisas em termos práticos. É comum especificar-se um 
valor para o ponto de orvalho requerido de 5ºC abaixo da temperatura mínima a que o gás 
será submetido, na pressão de operação. 
 
Para fins práticos é comum utilizar-se gráficos do tipo mostrado na figura 3.1.1 (diagrama 
de Mcketta) para determinação do teor de água de saturação de um gás natural em função 
das condições de pressão e temperatura. 
 
Exemplo: Qual a massa de água que contém o gás natural a 30ºC e 4.100 kPa? E a 20ºC? 
Para 30ºC, do gráfico obtemos 900 mg de água/m3 de gás aproximadamente. 
Para 20ºC, do gráfico obtemos 475 mg de água/m3 de gás aproximadamente, com uma 
redução de 10ºC na temperatura haverá uma redução de quase a metade da massa de vapor 
de água. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 28
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
29
 Fig. 3.1.1 – Diagrama de Mcketta para teor de água de saturação no gás natural. 
 
 
 
 
 29
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
30
3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural 
 
A determinação da umidade existente no gás natural e um fator fundamental no controle de 
operações de processamento, distribuição e consumo do gás natural. Com a determinação do 
ponto de orvalho poderemos saber se o gás está seco o bastante para não formar hidratos 
após a sua refrigeração ou água líquida em dutos. As unidades mais utilizadas para se 
expressar a umidade no gás natural são temperatura de ponto de orvalho (mais usual) e 
ppm(v). 
Existem vários tipos de medidores: espelho refrigerado, óticos, eletrolíticos, capacitores de 
óxido metálico e piezoelétricos. Vamos conhecer os mais utilizados: 1º espelho, 2º 
capacitor de oxido metálico (AL2O3) e 3º piezoeletricos (Cristal de Quartzo). 
 
Medidor tipo espelho refrigerado: 
 
É um aparelho de medida direta da umidade e seu princípio está baseado na determinação da 
temperatura do ponto de orvalho pela condensação da umidade sobre a superfície de um 
espelho. Foi o 1º sistema de medida de umidade utilizado para o gás natural. O gás circula 
por dentro de uma câmara que contém o espelho que é resfriado por um sistema auxiliar 
enquanto este espelho reflete um facho de luz infravermelha. No momento que o gás atinge 
a temperatura do ponto de orvalho a umidade se condensa no espelho atrapalhando a 
reflexão da luz infravermelha, neste momento um sensor receptor da luz infravermelha 
detecta a condensação e determina a temperatura do ponto de orvalho. 
 
 
 
Vantagens : 
- leitura direta do ponto de orvalho; 
- custo baixo; 
 
Desvantagens: 
 - não pode ser usado para ponto de orvalho caso exista outro condensável no gás;- limitado a temperaturas de –40ºC a 40ºC; 
- medidor não contínuo, ciclos de 15 a 40 minutos. 
 
 
 30
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
31
Medidor tipo capacitor de oxido metálico (AL2O3): 
 
É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela 
variação da capacitância do sensor. Uma camada de óxido de alumínio (dielétrico) fica 
entre uma camada muito fina do ouro e uma placa de alumínio (condutores) formando um 
capacitor. O vapor de água atravessa a camada de ouro entrando nos poros da camada do 
óxido, alterando a constante dielétrica mudando a capacitância (C0), variação em relação à 
calibração do sensor é relacionada como a umidade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
U
f
p
p
 
 
 
C0
R1
R0
 
V
 
 
D
 
 
 
 
ma gota do ácido sulfúrico é colocada em uma pe 
ormando o óxido, o excesso de ácido adicionado a 
ronto para a etapa seguinte que é a colocação da f da 
laca do sensor, formando um capacitor. 
quena parte da placa de alumínio
o alumínio é limpo, e o sensor está
ina camada de ouro que será a segun
C2 R2
 
C0 = Capacitância da camada de óxido
R1 = resistência do poro 
R2 = resistência da base do poro 
C2 = capacitância da base do poro 
R0 = resistencia do óxido de alumínio.
antagens : 
- pode ser usado para baixas temperaturas de ponto de orvalho (-80 ºC); 
- custo relativamente baixo; 
esvantagens: 
- não possue boa acurácia; 
- calibração a cada 6meses, somente na fábrica; 
- incompatível com presença de mercúrio. 
31
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
32
Medidor tipo Piezoelétrico: 
 
É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela 
variação freqüência natural do cristal de quartzo. O sensor é formado por um cristal de 
quartzo coberto por película fina de um material higroscópico e dentro de uma pequena 
câmara. Quando o cristal é exposto ao fluxo de gás o material higroscópico adsorve as 
moléculas de água contidas no gás, o que aumenta a massa do sensor, diminuindo a 
freqüência de oscilação do cristal. A umidade do gás é medida através da comparação da 
freqüência do sensor “seco” e do “úmido”. 
 
 
 
 
 
 
Vantagens : 
 - Alta sensibilidade, alguns modelos medem ppb de água no gás; 
 
Desvantagens: 
 - custo elevado; 
- medidor não contínuo; 
 
 
 32
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
33
3.1.3 – Hidratos 
 
São compostos formados pela combinação física entre moléculas de água líquida com outras 
moléculas pequenas de hidrocarbonetos e/ou contaminantes formando um sólido de 
aparência de gelo, mas com estrutura molecular diferente. Estes compostos, de estrutura 
cristalina, crescem bloqueando linhas, válvulas e equipamentos, parcial ou totalmente 
conforme fotos abaixo. 
 
Fig. 3.1.3.1 – Hidrato formado em linha. 
 
 
 
Acredita-se que para haver a formação do hidrato é necessária a presença de água no estado 
líquido, a água no estado de vapor não seria capaz de formar hidratos. Alguns autores citam 
que em condições especiais pode ocorrer a formação de hidratos diretamente da água no 
estado vapor pelo processo de sublimação. 
 
A composição do gás tem efeito fundamental na formação de hidratos. Metano, etano, gás 
carbonico e gás sulfídrico são, por excelência, os componentes formadores de hidratos do 
tipo 1. Propano, butanos e nitrogênio formam hidratos do tipo 2. Moléculas maiores, ao 
contrário, tendem a inibir a formação de hidratos, além disso, hidrocarbonetos condensados 
ajudam a evitar acúmulo de hidratos pelo efeito de lavagem. Por esta razão, gasodutos 
bifásicos estão menos propensos à formação de hidratos do que gasodutos monofásicos. 
 
Assim, pode-se dizer que gases de alta densidade, isto é, contendo muitos hidrocarbonetos 
pesados têm menor tendência à formar hidratos enquanto que gases contendo altos teores de 
H2S e CO2 apresentam maior tendência pois estes contaminantes são mais solúveis em água 
que a maioria dos hidrocarbonetos. A temperatura de formação de hidrato a uma certa 
temperatura é função da composição do gás e existem métodos relativamente precisos de 
determinação desta temperatura. Contudo, estimativas feitas a partir de gráficos como os da 
fig. 3.1.3.2 e fig. 3.1.3.3 são suficientes para quase todos os fins práticos. 
 
 33
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
34
Fig. 3.1.3.2 - Condições para a formação de hidratos para gases leves 
 
 
Fig. 3.1.3.3 - Expansão possível sem a formação de hidrato a uma determinada 
temperatura para gases de densidade relativa de 0,6 e 0,7. 
 
 
Atenção: As figuras 3.1.3.3 acima devem ser usadas somente para as avaliações iniciais das 
condições de formação de hidrato. 
 34
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
35
3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato 
 
Embora a remoção da água do gás elimine o problema da formação de hidratos, em algumas 
circunstâncias não é possível ou não é interessante proceder-se a desidratação. Para 
contornar esta situação é freqüente a injeção de compostos que inibem a formação do 
hidrato. Tais compostos, que tem função de se combinar com a água livre, na verdade 
apenas diminuem a temperatura em que os hidratos se formariam, isto é, causam uma 
depressão na temperatura de formação dos mesmos (crioscopia). 
 
Os pontos mais freqüentes de injeção de inibidores são poços de produção, a montante do 
“choke”, linhas de transporte e correntes que serão submetidas a refrigeração 
 
O inibidor deve ser injetado na corrente gasosa antes que seja atingida a temperatura de 
hidrato. O ponto de injeção deve ser tal que permita a maior dispersão possível no gás, com 
o uso de bicos injetores (spray nozzles). 
 
Os inibidores mais usados são o metanol, etanol, mono-etileno glicol (MEG) e di-etileno 
glicol (DEG). Todos podem ser posteriormente regenerados e recirculados de volta ao 
processo embora a recuperação do metanol e do etanol sejam anti-econômica em muitos 
casos. Cada inibidor, no entanto, tem sua aplicação limitada a certas faixas de temperatura. 
 
 
O ponto de congelamento (freezing) é uma propriedade importante para o uso de glicois pois 
define a faixa de concentrações (% em peso de glicol na solução aquosa) entre o glicol 
exausto e regenerado a ser usado na inibição de hidratos. 
 
 
Quando se compara o MEG ao DEG, pode-se dizer que o DEG é usado para temperaturas 
moderadas, até –10ºC, enquanto o MEG é utilizado em temperaturas inferiores, próximas de 
–25ºC, abaixo disto sua viscosidade aumenta muito e o metanol deve ser utilizado. Cabe 
notar, também, que o MEG apresenta a vantagem de se separar mais facilmente dos 
hidrocarbonetos arrastados ou absorvidos (condensados), mas em compensação o volume deperdas é maior, pois sua pressão de vapor é superior a do DEG. Em resumo, a medida que 
aumenta o peso molecular do glicol aumentam sua tendência ao congelamento e sua 
viscosidade, dificultando o escoamento, enquanto diminui sua pressão de vapor e 
conseqüentemente as perdas por vaporização do produto. 
 
 
Assim o tri-etileno glicol (TEG) normalmente não é usado para injeção devido a sua maior 
facilidade de congelamento, além de promover um contato muito pobre com o gás na linha 
por causa de sua elevada viscosidade a baixas temperaturas. 
 
 
As soluções de glicol, após contato com a corrente gasosa, devem ser regeneradas de modo 
a eliminar a água absorvida; o processo é simples e requer temperaturas entre 148 e 204ºC. 
É interessante notar que, dado certo sistema de injeção e recuperação, é possível substituir 
MEG por DEG, ou vice-versa, devido a proximidade das cargas térmicas envolvidas, 
temperaturas de regeneração e capacidades caloríficas dos dois produtos. 
 
 
 35
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
36
A princípio, os sistemas de injeção/regeneração de glicol são de operação simples e não 
deveriam apresentar problemas de formação de espuma e de corrosão, problemas estes que 
resultam em aumento das perdas, redução da eficiência e danos em equipamentos. Porém, 
como o gás com freqüência contém impurezas tais como hidrocarbonetos condensados, 
produtos químicos de tratamento de óleo, contaminantes ácidos e sólidos, além da eventual 
presença de oxigênio no sistema, algumas precauções devem ser tomadas para evitar tais 
problemas, a saber: 
 
 
 
- Evitar a condensação de hidrocarbonetos, ou promover sua separação do glicol, 
para evitar a formação de espuma; 
- Controlar o pH em torno de 7 a 8,5 de modo a manter o meio básico, prevenindo 
a corrosão. 
 
 
Tabela 3.1.4 - Propriedades físicas dos glicois e metanol 
 Mono-
etileno glicol 
(MEG) 
Di-etileno 
gilicol 
(DEG) 
Tri-etileno 
glicol (TEG) 
Metanol 
Formula C2H6O2 C4H10O3 C6H14O4 CH3OH 
Massa Molar 62,1 106,1 150,2 32,04 
Ponto de bolha 1 atm, ºC 197,3 244,8 285,5 64,5 
Pressão de vapor, a 25ºC 
mmHg 
0,12 <0,01 <0,01 120 
Densidade , a 25ºC 
 g/ml a 60ºC 
1,110 
1,085 
1,113 
1,088 
1,119 
1,092 
0,790 
 
Ponto de congelamento, ºC -13 -8 -7 -97,8 
Ponto de Fluidez, ºC * -54 -58 * 
Viscosidade, a 25ºC 
 cPs a 60ºC 
16,5 
4,68 
28,2 
6,99 
37,3 
8,77 
0,52 
Tensão de, a 25ºC 
Superfície dynes/cm 
47 44 45 22,5 
Índice de refração, a 25ºC 1,430 1,446 1,454 0,328 
Calor específico, a 25ºC 
kJ/(kg K) 
2,43 2,30 2,22 2,52 
Ponto de Fulgor, ºC 116 124 177 12 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 36
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
37
3.1.5 – Desidratação por Absorção 
 
 
Verbete: “absorção = Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no interior 
da massa de outra substância sendo resultante de um conjunto complexo de fenômenos de 
capilaridade, atrações eletrostáticas, reações químicas, etc.” 
 
 
A desidratação por absorção requer que haja contato entre o gás e a solução de absorvente. 
O contato pode ser em linha, como é o caso da injeção de inibidores, ou em uma torre 
recheada ou de pratos. 
 
 
O poder higroscópico das soluções de glicol é diretamente afetado pela concentração, sendo 
tanto maior quanto maior a porcentagem de glicol na solução. Assim, a depressão no ponto 
de orvalho de uma corrente gasosa aumenta a medida que a concentração de glicol aumenta, 
e a partir de um certo valor de concentração o efeito é marcadamente acentuado. Essa 
característica das soluções de glicois é especialmente importante em relação ao TEG já que 
é possível chegar a uma concentração de 98,77% com uma temperatura de regeneração de 
204ºC; essa temperatura é inferior ao ponto de degradação térmica do produto que é de 
206ºC (abaixo da temperatura de ebulição). 
 
 
Já o MEG e o DEG possuem temperatura de degradação igual a 164ºC (abaixo da 
temperatura de ebulição), o que permite a obtenção de uma solução de glicol regenerado de 
97% em peso no máximo, correspondente a temperatura de regeneração de 163ºC. Essa 
concentração leva a uma depressão máxima no ponto de orvalho de 33ºC enquanto que, no 
caso do TEG, essa depressão pode chegar a 80ºC correspondendo a uma solução regenerada 
com 99% de glicol. 
 
 
Abaixo está representado um fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol. 
O glicol exausto, isto é contendo água, é pré-aquecido em um permutador de entrada 
seguindo para uma serpentina no topo da torre regeneradora a onde serve como fluido frio 
realizando a condensação dos vapores de glicol, fazendo com que apenas o vapor d’água 
saia pelo topo; posteriormente o glicol sofre uma expansão no vaso de flash, para a 
liberação dos hidrocarbonetos retidos o que reduz a tendência de formação de espuma na 
regeneradora. Após o vaso de flash o glicol é pré-aquecido novamente para entrar na parte 
superior da torre de regeneração a onde entrará em contato com os vapores que sobem do 
aquecimento pelo refervedor. O glicol regenerado e quente é acumulado em um vaso de 
onde sai para pré-aquecer o glicol exausto que entra na regeneradora, posteriormente ele é 
bombeado para o permutador de entrada para pré-aquecer o glicol exausto que entra no 
sistema para então ser reutilizado no processo principal. 
 
 
 
 
 
 
 
 37
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
38
Fig. 3.1.5 - Fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Glicol 
regenerado p/ 
processo 
Saída de gás
Refervedor
Glicol
Vaso 
de 
flash
Regenerado
ra
Vapor 
d’águ
Trocador 
Glicol /Glicol 
Vaso
Glicol
3.1.6 – Desidratação por Adsorção 
 
Verbete: “adsorção = Fixação de moléculas de uma substância (o adsorvato) na superfície de 
outra substância.” 
 
Entende-se por adsorção qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e 
retiradas na superfície de um sólido por meio de forças de atração superficiais. Cabe 
mencionar, por clareza de definição, que o processo de adsorção se aplica à correntes 
líquidas e que além da adsorção física o processo pode ser químico envolvendo uma reação 
entre o adsorvente e os compostos adsorvidos. 
 
A adsorção física encontra aplicação na desidratação do gás natural, podendo-se atingir com 
este processo teores de água na corrente efluente menores que 1 ppm. 
 
 38
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
39
Um material para ser um bom adsorvente deve apresentar uma série de características sendo 
as mais importantes as seguintes: 
 
- grande área superficial, entre 500 a 800 m2/grama; 
- afinidade pela água; 
- seletividade; 
- elevada resistência mecânica; 
- pequena resistência ao fluxo de gás; 
- facilidade de reativação ou regeneração; 
- preservação das características com o tempo: vida útil. 
 
 
A elevada razão entre área superficiale peso dos materiais adsorventes é devida a estrutura 
cristalina dos mesmos na qual os poros do retículo conferem ao material uma enorme 
superfície interna, sendo a superfície externa das partículas praticamente insignificante. 
 
De um modo geral, os adsorventes industriais adsorvem tanto hidrocarbonetos quanto água 
apresentando, no entanto, uma preferência ou seletividade, pela água. O adsorvente saturado 
deve ser reativado ou regenerado o que é feito normalmente pela ação do calor que causa a 
liberação dos líquidos adsorvidos. O adsorvente sofre, portanto, aquecimentos e 
resfriamentos cíclicos correspondentes as etapas de adsorção e regeneração e este ciclo de 
temperatura juntamente com a presença de óleo, glicois ou líquidos livres na corrente gasosa 
influenciam a vida útil do adsorvente que varia de 3 a 5 anos. 
 
Os materiais que satisfazem os requisitos listados anteriormente e de uso freqüente no 
tratamento do gás natural são: 
 
 
- sílica gel; 
- alumina ativada; 
- peneira molecular. 
 
 
A) Sílica gel 
 
A sílica gel é basicamente composta por dióxido de silício SiO2. Antes da descoberta do 
glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado para especificar o teor de água do gás 
desidratado para transporte, isto é, 64 a 112 kg/milhões m3 de gás. Quando utilizada para 
desidratação ela pode obter valores de ponto de orvalho de até –60ºC. 
 
A sílica gel é um composto essencialmente inerte não sendo afetada nem pelos gases ácidos 
porventura presentes no gás natural. Contudo, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos 
com conseqüente redução de sua capacidade de adsorver água. Após atingir a saturação, a 
sílica gel pode ser regenerada tanto com a corrente de gás úmido quanto com o gás 
desidratado, a temperaturas que variam entre 220 e 260ºC. 
 
 
 
 
 
 39
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
40
B) Alumina Ativada 
 
A alumina ativada é composta por óxido de alumio hidratado, Al2O3(nH2O), e da mesma 
forma que a sílica gel, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos pesados do gás natural. 
Contudo, estes hidrocarbonetos dificultam mais a regeneração da alumina do que a da sílica 
gel. Esta característica faz com que a alumina seja usada preferencialmente para 
componentes puros, tais como etileno, propileno, propano, não contaminados com 
hidrocarbonetos pesados. Quando utilizada para desidratação ela pode obter valores de 
ponto de orvalho de até –70ºC. Ainda comparativamente com a sílica, a alumina apresenta 
menor custo e maior resistência mecânica sendo menos suscetível a quebras durante o 
processamento. Da mesma forma que a sílica, pode ser regenerada com gás úmido ou 
desidratado, porém requer temperaturas um pouco menores, da ordem de 176 a 204ºC. 
 
C) Peneira Molecular 
 
Peneiras Moleculares são alumino-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, de 
estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro (1Å = 1 E-10 m ou 1 E-1 
nm), sendo que esta dimensão determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações em 
processamento de gás natural é o sódio (Na[AlSiO4]H2O) conhecido como tipo 4A. O 
número 4 representa a dimensão da abertura dos poros em Ângstrom. Existe também os 
zeólitos 3A e 5A, dependendo do tipo de metal, alcalino ou alcalino terroso, existente dentro 
da estrutura básica do aluminossilicato. Quando os íons de sódio são substituídos pelos de 
potássio, o aluminossilicato resultante é conhecido como zeólito 3A. O íon potássio é maior 
que o íon sódio e conseqüentemente bloqueia os poros. No zeólito 5A, os íons sódio são 
substituídos pelos íons cálcio. Os raios iônicos de Ca2+ e Na+ são aproximadamente iguais, 
mas a quantidade de cátions de cálcio necessária é a metade da quantidade de íons de sódio. 
Portanto, os poros do zeólito contendo cálcio são maiores que os daquele contendo sódio. 
 
 
Fig. 3.1.6.1 – Estrutura cristalina do zeólito tipo 4A. 
 
 
 
Devido ao tamanho tão controlado dos poros, as peneiras moleculares não tem tendência a 
adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença destes interfira na sua boa operação. É o 
adsorvente que requer maiores temperaturas de regeneração, entre 260 a 316ºC. Obtém-se 
com a peneira molecular teores de água no gás desidratado inferiores a 1 ppm e por isto, a 
aplicação típica deste adsorvente é para gases que serão submetidos a processos criogênicos 
como os das UPGN 2 e 3 em Urucu. Pode se obter valores de ponto de orvalho menores que 
-100ºC em alguns casos. 
 
 
 
 
 
 40
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
41
Tabela 3.1.6 - Propriedades típicas dos desecantes: 
 
 
Tipo de desecante
 
forma 
 
Densidade 
kg/m3
 
Tamanho da 
partícula 
mm 
 
Capacidade 
calorífica 
kJ/(kg K) 
Teor mínimo 
aproxim.de 
água na saída 
ppm 
Alumina gel 
Alcoa H-151 
esférica 830 6 0,840 5- 10 
Alumina ativada 
Alcoa F-1 
granular 830 6-2 - 0,1 
Sílica gel 
Sorbead-R 
esférica 785 5-2 1,050 5-10 
Sílica gel 
Sorbead-H 
esférica 720 7-2 1,050 5-10 
Peneira 
Molecular 
Davison 4A 
esférica 670-720 5-2 ou 2-1 1,000 0,1 
Peneira 
Molecular 
Linde 4A 
cilindrica 640-705 3 ou 1,5 1,000 0,1 
 
 
 
Descrição do processo 
 
A fig. 3.1.5.2 representa um fluxograma de processo simplificado para uma unidade de 
desidratação pelo processo de adsorção de gás com a utilização de gás seco para a 
regeneração. Para qualquer sistema de adsorção é essencialmente o mesmo, variando o 
número de leitos e a duração do ciclo de adsorção, normalmente de 6 a 24 horas. 
 
Como visto anteriormente o leito de adsorvente só pode adsorver uma quantidade finita de 
água, após o qual precisa ser regenerado. Assim, para que se tenha um processo contínuo 
dois ou mais vasos são necessários. Geralmente um leito está na etapa de regeneração 
enquanto o(s) outro(s) estão na etapa de adsorção. Na etapa de regeneração o aquecimento 
do leito consome ceda de 60% do tempo de adsorção e os 40% restantes correspondem ao 
resfriamento. 
 
O gás primeiramente passa em um separador de entrada para remoção de hidrocarbonetos 
líquidos que, quando presentes, contribuem para a diminuição da vida útil do adsorvente. 
Segue então para uma bateria de trocadores de calor para ajustar a temperatura antes de 
entrar no(s) leito(s) de adsorção que estiver adsorvendo. Após a passar pelo leito parte do 
gás seco é desviada para um soprador (blower) para ganhar pressão para vencer as perdas 
de cargas do processo de regeneração, a vazão necessária para a regeneração é de cerca de 5 
a 10% da vazão de entrada, o gás então segue para um trocador de calor para ser aquecido a 
260ºC de onde segue para o leito que estiver sendo regenerado entrando pela parte de baixo 
do vaso, ao contrário do fluxo de adsorção, o gás úmido e quente sai pela parte de cima do 
vaso e seque então para um segundo trocador de calor para ser resfriado para que a água 
removida do leito seja condensada e descartada e o gás possa ser reaproveitado no processo 
normal. Esta etapa de aquecimento dura de 3 a 12 horas conforme o projeto, após este tempo 
toda a água do leito já foi retirada e então o leito deve ser resfriado. 
 41
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
------------------------------------------------------------------------------------------------------ 
42
 
Na etapa de resfriamento o gás by-passa o primeiro