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Apostila Gás Natural I Cap 4

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de eliminação mais utilizado baseia-se na absorção química no qual 
se utiliza um solvente capaz de neutralizar os gases ácidos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Um resumo das tecnologias disponíveis para remoção de gases ácidos é apresentado na 
tabela abaixo: 
 
Fonte: MACHADO, Priscila Badega. ANÁLISE COMPARATIVA DE TECNOLOGIA DE SEPARAÇÃO 
SUPERSÔNICA PARA O CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL. Dissertação de Mestrado, UFRJ, 2012. 
 
O solvente mais utilizado para tal propósito é o monoetanolamina, 
designado pela sigla MEA. O uso de tal solvente é justificado pelas seguintes 
vantagens: 
 
� Baixo custo; 
 
� Alta reatividade (afinidade) com o H2S e o CO2 conduzindo a 
menores vazões circulantes, conseqüentemente, menor consumo de 
utilidades e carga térmica; 
 
� Facilidade de recuperação, mesmo quando submetido a baixas 
pressões; 
 
Obs.: Seu uso não é recomendado para remoção de COS e CS2 em gases com altos 
teores dos mesmos por formar compostos químicos não-regeneráveis. 
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C C NH2OH
H H
HH
Fórmula estrutural da MEA : solvente usado na dessulfurização 
 
 
 
 
 
 
 
 
 (mono)(etanol)(amina) = monoetanolamina 
 
 
 
 
� Reações de neutralização que ocorrem: 
 
 
 
Fórmula estrutural dos sulfinos : solventes usado na dessulfurização 
 
 
 
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� Esquema básico de dessulfurização usando a MEA: 
 
 
 
Algumas unidades de tratamento de gases usam o processo de absorção 
patenteado com o nome Sulfatreat(R) para remoção de H2S. O absorvente é um suporte 
granulado a base de óxido de ferro, cujo diagrama está apresentado na figura abaixo: 
 
 
 
 
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MEA (Propriedades físicas) 
 
Massa molecular 61,08 
Temperatura de ebulição 171°C 
Temperatura de solidificação 10,5°C 
Massa específica (densidade) 1018 kg/m3 
 
 
� Esquema detalhado de recuperação da MEA: 
 
 
 
Detalhamento do esquema acima: 
O gás ácido a ser tratado é alimentado em vaso depurador para remoção de 
líquidos remanescentes e alimenta o fundo de uma coluna absorvedora (pratos ou 
recheio). O gás flui ascendentemente e entra em contato com a solução de amina, em 
contracorrente, permitindo a absorção dos gases ácidos. O produto de topo da 
absorvedora é o gás tratado (gás doce) exibindo baixos teores de H2S e CO2. O produto 
de fundo da absorvedora denomina-se amina rica - uma solução rica em gases ácidos, 
que é encaminhado para um vaso separador para remover possíveis hidrocarbonetos 
líquidos. Em seguida, a solução rica é aquecida em um trocador de integração 
energética, onde a solução de amina rica troca calor com a solução de amina pobre - 
produto de fundo da coluna de regeneração de solvente. Na coluna regeneradora, a 
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elevação de temperatura permite reverter a reação ocorrida entre a amina e os gases 
ácidos (na absorção) liberando CO2 e recuperando o solvente (amina pobre). A corrente 
gasosa, produto de topo da regeneradora, contém altos teores de H2S e CO2. A corrente 
de amina regenerada (produto de fundo) é recirculada via bomba centrífuga, filtrada e 
resfriada em um trocador de integração energética e em um resfriador antes de seguir 
para a coluna de absorção. 
Industrialmente, destacam-se as aminas primárias, monoetanolamina (MEA); as 
aminas secundárias, dietanolamina (DEA) e diisopropanolamina (DIPA); e aminas 
terciárias, metildietanolamina (MDEA). Dentre as aminas mencionadas, a MDEA é a 
mais utilizada atualmente por apresentar as seguintes vantagens: 
� alta resistência à degradação, 
� menor demanda energética para regeneração 
� alta seletividade. 
� Devido à sua baixa taxa de reação com o CO2, a MDEA tem sido 
empregada na remoção seletiva de H2S de correntes gasosas que também 
contêm CO2 . 
 
Apesar do processo de absorção química com aminas ser largamente utilizado 
para o tratamento do gás natural, esta tecnologia está constantemente sujeita a inúmeras 
dificuldades operacionais, tais como formação de espuma, inundações e alto custo 
capital e operacional. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Detalhes da coluna absorvedora: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.4. DESIDRATAÇÃO DE GÁS NATURAL 
 
2.4.1. Desidratação usando agentes absorventes 
O objetivo principal da operação de desidratação do gás natural é separar o 
vapor d’água presente em equilíbrio com o gás para garantir o escoamento e o 
processamento do mesmo, sem o risco da ocorrência de formação de hidratos ou de 
provocar corrosão nos equipamentos e tubulações. 
O gás natural oriundo de qualquer formação encontra-se sempre saturado com 
vapor d’água e a medida que se aproxima da superfície dentro da linha de produção do 
poço, começa a ocorrer a separação de água livre, devido às mudanças das condições 
termodinâmicas. 
A função da desidratação do gás natural é especificar o teor de umidade do gás 
tratado para fins de escoamento para terra, gás lift e gás combustível, evitando a 
formação de hidratos nestes sistemas. O ajuste do ponto de orvalho é outro 
parâmetro importante para evitar formação de hidratos. 
A preocupação com a formação de hidratos passa a ter maior importância no 
momento em que a temperatura do fundo do mar atinge valores baixos (2 a 4°C). 
A desidratação de gás é um processo de absorção ou de adsorção, utilizando 
absorventes líquidos no primeiro caso, ou alternativamente sólidos no segundo caso. O 
processo de absorção com absorventes líquidos é o mais comum, principalmente em 
sistemas offshore, pois a logística do manuseio de líquidos é mais fácil. Em terra a 
utilização de peneiras moleculares (material de elevada porosidade) ou ainda 
membranas pode ser empregado. 
Os glicóis, dentre os quais o trietilenoglicol – TEG, são os absorventes mais 
largamente utilizados devido às suas características. Eles são álcoois muito 
higroscópicos, não corrosivos, não voláteis, de fácil regeneração a altas concentrações, 
insolúveis em hidrocarbonetos líquidos e não reativos com os componentes do gás 
(hidrocarbonetos, dióxido de carbono e compostos de enxofre). 
 
� Agente desidratante: Substância química capaz de absorver (processo físico) 
moléculas de água livre de um sistema. 
 
 
 
 
 
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O glicol é um diálcool comercializado nas seguintes formas: MEG 
(monoetilenoglicol), DEG (dietilenoglicol) e TEG ( trietilenoglicol). O MEG é mais 
utilizado para desidratação de gás em unidades de processamento tipo absorção 
refrigerada e o TEG é o mais recomendado para absorção de umidade do gás natural em 
unidades de produção marítimas. 
As características que determinam a escolha do glicol como agente desidratante 
utilizado para secagem do gás natural são as seguintes: