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Curso de Especialização em 
 Engenharia de Petróleo e Gás 
Natural 
 
 
Disciplina: Engenharia Gás Natural I 
 
PARTE III: CONDICIONAMENTO E 
PROCESSAMENTO 
 DO GÁS NATURAL 
 
 
 
 
Eng. José Wellington de Paiva 
Janeiro/2010 
 
 
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SUMÁRIO 
 
 
Sumário 
 
 
1 Condicionamento e Processamento do Gás Natural ......................... 6 
 
1.1 Conceitos ................................................................................................ 6 
 1.1.1 Riqueza do Gás Natural ............................................................... 6 
 1.1.2 Índice de Rendimento Teórico ..................................................... 6 
1.1.3 Composição Expressa como % Volumétrica, Molar e Mássica ... 7 
1.1.4 As condições-padrão ................................................................... 7 
1.2 Condicionamento do Gás Natural .......................................................... 8 
1.3 Processamento do Gás Natural ............................................................. 9 
1.4 Estabilização de Condensado ............................................................... 10 
1.5 Acerto do Ponto de Orvalho .................................................................. 10 
1.6 Odorização do Gás Natural ................................................................... 11 
1.7 Especificação do Gás Natural ............................................................... 12 
1.8 Especificação do GLP ........................................................................... 12 
 
2 Desidratação do Gás Natural ............................................................... 13 
 
2.1 Conceitos ............................................................................................... 13 
2.1.1 Água no Gás Natural .................................................................... 13 
2.1.2 Hidratos ........................................................................................ 14 
2.2 Teor de água em hidrocarbonetos gasosos .......................................... 15 
 2.2.1 Teor de água em hidrocarbonetos ................................................ 15 
 2.2.2 Teor de água em hidrocarbonetos contendo CO2 e H2S .............. 18 
2.3 Hidratos em sistemas de Gás Natural ................................................... 20 
 2.3.1 Equilíbrio de hidratos .................................................................... 21 
 2.3.2 Predição da formação de hidratos ................................................ 22 
2.4 Inibição da formação de hidratos ........................................................... 26 
 2.4.1 Tipos de inibidores ........................................................................ 26 
 2.4.2 Perda de inibidor por vaporização ................................................ 28 
 2.4.3 Ponto de congelamento de soluções aquosas de glicóis ............. 31 
2.5 Desidratação do Gás Natural ................................................................. 32 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
 
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SUMÁRIO 
2.6 Desidratação por absorção a glicol ......................................................... 34 
 2.6.1 Fluxograma do processo .............................................................. 35 
 2.6.2 Variáveis operacionais ................................................................. 37 
 2.6.3 Problemas Operacionais ............................................................... 40 
2.7 Desidratação por peneiras moleculares ................................................ 42 
 2.7.1 Introdução ...................................................................................... 42 
 2.7.2 Considerações sobre a adsorção ..................... ............................ 44 
 2.7.3 Fluxograma do processo ................................................................ 46 
 
 
3 Dessulfurização do Gás Natural ........................................................... 47 
 
3.1 Remoção de contaminantes .................................................................... 49 
3.2 Escolha do processo ............................................................................... 52 
3.3 Principais Processos ............................................................................... 53 
3.4 Processos com soluções de aminas ....................................................... 54 
 3.4.1 Princípios ...................................................................................... 54 
 3.4.2 Fluxograma do processo .............................................................. 56 
3.5 Processos em leito sólido ....................................................................... 57 
 
 
4 Unidades de Processamento de Gás Natural ...................................... 58 
 
4.1 Conceitos ................................................................................................ 58 
 4.1.1 Índice de Rendimento Real ........................................................... 58 
 4.1.2 Recuperação ................................................................................. 58 
4.2 Produtos de uma UPGN ......................................................................... 58 
4.3 Escolha do Processo .............................................................................. 59 
4.4 Processo de Refrigeração Simples ......................................................... 63 
4.5 Processo de Refrigeração em Cascata .................................................. 65 
4.6 Processo de Absorção ............................................................................ 67 
4.7 Processo Joule-Thomson ....................................................................... 70 
4.8 Processo Turbo-Expansão ...................................................................... 72 
 4.8.1 Descrição do processo ................................................................. 74 
 4.8.2 Considerações de projeto da planta................................................... 77 
4.9. Acompanhamento operacional da planta....................................................79 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
 
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SUMÁRIO 
4.10. Problemas Operacionais ....................................................................... 82 
 4.10.1 Relacionados com a hidráulica das torres ................................. 82 
 4.10.2 Hidratos ...................................................................................... 82 
 
 
Bibliografia .................................................................................................. 83 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
6
 
1. Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
1.1. Conceitos 
 
1.1.1. Riqueza do Gás Natural 
 
Dada a composição de um gás, a riqueza é obtida pelo somatório das 
frações molares dos componentes a partir do propano, inclusive. 
 
 
Componente % molar 
CO2 2,00 
N2 0,82 
C1 78,04 
C2 10,70 
C3 4,85 
i-C4 1,31 
n-C4 1,21 
i-C5 0,42 
n-C5 0,24 
C6+ 0,42 
 
 
1.1.2. Índice de Rendimento Teórico 
 
É um conceito muito utilizado no processamento de gás. É definido como 
sendo a quantidade de líquido, previamenteestabelecida como C2+ ou C3+ (etano 
e propano e mais pesados) que pode ser obtida através do processamento do gás 
natural. É geralmente expressa em metros cúbicos de líquido a 20ºC e 1atm por 
1000 m3 de gás natural a 20ºC e 1 atm absoluta. 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
7
 
1.1.3. Composição expressa como % volumétrica, molar e mássica 
 
As análises de hidrocarbonetos são dadas normalmente em percentagem 
molar, mas algumas vezes é necessário converter de um tipo para outro. 
O procedimento é ilustrado abaixo: 
 
 
 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) 
Comp. Mol % PM (3)=(1)x(2) % peso ρL (6)=(3)/(5) % liq. 
C1 5,40 16 86,4 0,74 0,3 288 1,79 
C2 6,98 30 209,4 1,80 0,36 582 3,61 
C3 12,54 44 551,8 4,74 0,51 1082 6,72 
IC4 5,38 58 312,0 2,68 0,56 557 3,46 
NC4 6,42 58 372,4 3,20 0,58 642 3,98 
C5+ 63,18 160 10108,8 86,84 0,78 12960 80,44 
 100 11640,8 100 16111 100 
 
 
onde: 
PM é o peso molecular 
ρL é a densidade do líquido em relação a água 
 
 
1.1.4. As Condições-padrão 
 
Para que possam ser calculadas as propriedades de vários gases, são 
especificados arbitrariamente certos estados - padrão de temperatura e pressão. 
 
As condições conhecidas como “condições normais de temperatura e 
pressão” (CNTP) eram 273,15 K e 101.325 (1 atm padrão). Atualmente os valores 
recomendados são: 273,15 K e 100.000 Pa. 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
8
 
 
Na indústria do petróleo e gás natural, como existe muita influência dos 
padrões americanos, ainda se encontram as condições conhecidas com SC 
(standard conditions), que são 60oF e 14,7 psia (1 atm padrão). 
 
No Brasil, além das CNTP, é adotado com padrão em algumas indústrias a 
temperatura de 20oC em vez de 0oC, mantendo-se a pressão atmosférica padrão. 
A estas condições vamos chamar de condições BR. 
 
 
1.2. Condicionamento do Gás Natural 
 
O Gás natural tal como é produzido pode conter contaminantes: Inertes e 
gases ácidos. 
 
Os inertes, sempre presentes no gás natural, são o nitrogênio e o vapor de 
água. 
 
Os Gases Ácidos, são assim chamados por formarem uma solução de 
características ácidas quando na presença de água livre. Os gases com estas 
características são: o Gás Carbônico (CO2), o Gás Sulfídrico (H2S), os 
Mercaptans (R-SH), Sulfeto de Carbonila (COS) e Dissulfeto de Carbono(CS2). 
 
Condicionamento ou Tratamento é o conjunto de processos aos quais o 
gás pode ser submetido de modo a remover ou reduzir os teores de 
contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, transporte 
ou processamento posterior. Algumas especificações estão relacionadas com: 
 
 Teor máximo de compostos de enxofre 
 Teor máximo de Inertes: CO2 e N2 
 Teor máximo de água ou ponto de orvalho em relação à água 
 Ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos 
 Poder Calorífico 
 Teor de sólidos 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
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1.3 Processamento do Gás Natural 
 
Processamento do Natural é um conjunto de operações que têm por 
objetivo separar as frações mais pesadas do gás natural, de maior valor 
econômico, originando um gás, de menor poder calorífico, denominado gás 
residual ou gás industrial. 
 
Estas frações mais pesadas, o LGN (Líquido do Gás Natural), são 
extraídas e vendidas para seus respectivos mercados. Os componentes do gás 
natural possuem distintos Peso Molecular, Ponto de Ebulição, Pressão de vapor e 
outras propriedades tornando a separação entre si uma operação muito simples. 
 
O LGN é constituído de hidrocarbonetos saturados chamados de parafinas. 
Esses compostos possuem fórmula química CnH2n+2. Os principais componentes 
dos líquidos de gás natural são: 
 
Etano (C2): O Etano existe como líquido sob altas pressões (800 psi) ou 
temperaturas extremamentes baixas (-93°C). É o mais importante produto 
petroquímico atualmente. 
 
Propano (C3): É recuperado e manuseado como líquido a pressões acima 
de 200 psi ou a temperaturas abaixo de -42°C. É utilizado como carga 
petroquímica para produção de etileno e propileno. É usado também como 
combustível em áreas onde outros tipos de combustíveis não são competitivos. O 
propano é vendido como uma mistura de propano e butanos. Essa mistura é 
chamada de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo). 
 
Butanos (iC4 e nC4): O butano é utilizado como carga petroquímica e 
também adicionado à gasolina. O Isobutano é o isômero mais volátil (Ponto de 
ebulição de -12°C) e mais valioso. É utilizado como carga de refinaria para 
produzir gasolina de alta octanagem. O normal butano (Ponto de ebulição de –
0,5°C) é utilizado como carga petroquímica para produzir etileno, propileno e 
butadienos. 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
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Gasolina natural (iC5+): É uma mistura de pentanos e hidrocarbonetos 
mais pesados. É utilizado como carga para refinarias para compor a corrente de 
gasolina automotiva. 
 
1.4 Estabilização de condensado 
 
 O Condensado formado em vários pontos durante a produção e 
processamento do gás natural contém uma quantidade de frações leves que 
devem ser recuperadas para que se proceda o armazenamento deste 
condensado. 
 
Se esse condensado fosse simplesmente armazenado estas frações leves 
se vaporizariam e seriam perdidas ou poderiam causar danos nos tanques de 
armazenamento. 
 
Procede-se, então, a estabilização desse condensado que consiste na 
recuperação desses hidrocarbonetos leves e na produção de um condensado 
estabilizado, isto é, estável para armazenamento e posterior utilização ou 
processamento. 
 
 
1.5 Acerto do Ponto de Orvalho 
 
Quando não há interesse em se processar o gás no local onde ele é 
produzido e para evitar condensação ao longo dos dutos de transporte se faz um 
abaixamento do ponto de orvalho dos hidrocarbonetos. O acerto do ponto de 
orvalho não tem por objetivo a recuperação de frações pesadas, mas procura 
evitar a condensação dessas frações ao longo dos dutos de transporte. 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
11
 
1.6 Odorização do gás natural 
 
O gás natural é inodoro de maneira que sua odorização é necessária por 
economia e por medida de segurança permitindo a detecção de vazamentos 
antes que a concentração de gás na área atingida chegue a níveis perigosos. 
 
As características ideais de um odorante têm sido exaustivamente 
detalhada na literatura. Todos os odorantes utilizados atualmente são compostos 
de enxofre, os organosulfurados: os mercaptans e os sulfetos. 
 
O odorante é tóxico, inflamável e com odor extremamente forte e 
desagradável. O odorante é geralmente armazenado em tambores para 
transporte. Devido as característicaspeculiares do odorante, um acidente com um 
tambor pode trazer sérias consequências, fazendo-se necessário o uso de 
medidas preventivas visando a segurança. 
 
A Odorização do gás natural em gasodutos é feita através de bombas 
dosadoras. A dosagem deve estar entre 5 a 16 g/Mm3. 
 
O GLP também é odorizado para distribuição. A dosagem recomendada 
deve estar entre 0,0143 a 0,0429 litros/m3. A operação de odorização pode ser 
feita por bomba ou por vaso dosador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
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1.7 Especificação do gás natural 
 
 A Especificação do Gás Natural de origem interna ou externa para 
comercialização no País é regulamentada pela ANP – Agência Nacional de 
Petróleo através do Regulamento Técnico N° 002/2008 anexo da Resolução N° 
16, de 17 de junho de 2008. 
 
 
 
1.8 Especificação do GLP 
 
 A Especificação do GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) é regulamentada 
pela ANP – Agência Nacional do Petróleo através da Resolução 18 de 02 de 
setembro de 2004. 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural - Eng. José Wellington de Paiva 
 
13
 
2 Desidratação do Gás Natural 
 
 
2.1 Conceitos 
 
2.1.1 Água no gás natural 
 
 Em princípio, todo o 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. 
 
 O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: 
composição, temperatura e pressão. Contaminantes ou gases ácidos tem a 
capacidade de elevar o teor de água. 
 
 A água contida em uma corrente gasosa deve ser parcial ou totalmente 
removida com os seguintes objetivos: 
 
 Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água 
condensada nas tubulações causa redução na área de passagem com 
aumento da perda de carga e redução de vazão de gás que pode fluir 
pelas mesmas; 
 Evitar a formação de um meio ácido corrosivo decorrente da presença 
de água livre em contato com gases ácidos que podem estar presentes 
no gás; 
 Evitar a formação de hidratos 
 
A Especificação do gás desidratado, à uma certa pressão, pode ser dada 
em termos de teor de água, ponto de orvalho ou depressão do ponto de orvalho. 
É comum especificar-se um valor para o ponto de orvalho requerido de 5°C 
abaixo da temperatura mínima a que o gás será submetido, na pressão de 
operação. 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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14
 
 
2.1.2 Hidratos 
 
São compostos sólidos formados pela combinação física entre moléculas 
de água e certas moléculas do gás. Estes compostos, de estrutura cristalina, 
crescem bloqueando linhas, válvulas e equipamentos, parcial ou totalmente. 
 
A composição do gás tem efeito fundamental na formação de hidratos. 
Metano, etano e gás sulfídrico são, por excelência, os componentes formadores 
de hidratos. Propano e butanos formam hidratos instáveis e moléculas maiores, 
ao contrário, tendem a inibir sua formação. 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 muito 
hidrocarbonetos pesados têm menor tendência à formação de hidratos enquanto 
gases contendo altos teores de H2S e CO2 apresentam maior tendência pois 
estes contaminantes são mais solúveis em água que a maioria dos 
hidrocarbonetos. 
 
As condições que promovem a formação de hidratos são: 
 
 O gás deve estar no ponto de orvalho da água ou abaixo; 
 Baixa temperatura; 
 Alta pressão; 
 Altas velocidades; 
 Pressões pulsantes; 
 Agitação; 
 Formação de um cristal inicial (germe de cristalização). 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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2.2 Teor de água em hidrocarbonetos gasosos 
 
2.2.1 Teor de água em hidrocarbonetos 
 
Como já foi mencionado, o teor de água no gás natural depende da 
temperatura, pressão e composição. 
 
 Para gases isentos de componentes ácidos com composição contendo 
mais de 70% de metano e com pequenas quantidades de hidrocarbonetos são 
usadas correlações generalizadas de pressão e temperatura. A Figura 2.1 é um 
exemplo dessas correlações. 
 
 Para conversões de unidades utilizar os seguintes fatores: 
 
 
 VPB = 1,01559 VSTD
 1 ft3 = 0,02832 m3
 1 m3 = 35,31 ft3
 (Kg/MMm3)PB = 16,30 (lb/MMft3)STD 
 
 
 
 
 
 
 
 
Exemplo: Determine o teor de água em um gás com peso molecular 26 a 150°F e 
1000 psia. 
 
 A partir da figura 2.1 o teor de água será 220 lb/MMscf 
 Para um gás com peso molecular 26 Cg = 0,98 
 Então o teor de água é 220 x 0,98 = 216 lb/MMscf 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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Figura 2.1 – Teor de água em hidrocarbonetos gasosos 
 
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Figura 2.2 – Teor de água versus dew point 
 
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2.2.2 Teor de água em gás natural contendo altos teores de CO2 e H2S 
 
H2S e CO2 contém mais água em equilíbrio do que metano ou misturas de 
gases isentos desses componentes. O teor de água aumenta consideravelmente 
com a temperatura e pressão. 
 
Para quantidades de gases ácidos em gás natural abaixo de 40% a 
equação abaixo e as Figuras 2.3 e 2.4 são utilizadas para estimar a quantidade 
de água. 
 
W = yHC WHC + yCO2 WCO2 + yH2SWH2s
 
Exemplo: Determine o teor de água num gás natural contendo 80% de 
metano e 20% de CO2 a 160°F e 2000 psia. O valor experimental é de 172 
lb/MMscf 
 
WHC = 167 lb/MMscf 
 WCO2 = 240 lb/MMscf 
 
 W = (0,80)(167) + (0,20)(240) = 182 lb/MMscf 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figuras 2.3 e 2.4 - Teores de água em misturas de SO2 e CO2 com gás 
natural 
 
 
 
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CAPÍTULO 2DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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20
 
2.3 Hidratos em sistemas de gás natural 
 
Os hidratos em gás é um tipo de Clatrato com estrutura cristalina definida. 
No hidrato de gás natural o retículo é formado por moléculas de água ligadas por 
pontes de hidrogênio conforme mostrado na figura abaixo. Os círculos brancos 
são as moléculas de água e as linhas as ligações de hidrogênio. 
 
 
 
Figura 2.5 – Estruturas de formação de hidratos 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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21
 
2.3.1 Equilíbrio de Hidratos 
 
 
A Figura a seguir ilustra o comportamento para o Propano: 
 
 
 
 
Figura 2.6 - Comportamento do equilíbrio para o propano 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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Abaixo de 0°C (32°F) e acima da curva estão presentes gelo e hidrato. 
Abaixo da curva apenas gelo e vapor de hidrocarboneto. Acima do ponto de 
congelamento (ponto de saturação) do propano o hidrato é a única fase sólida. A 
interseção da curva de pressão de vapor com a curva de hidrato é a máxima 
temperatura de formação de hidrato para componentes puros. 
 
 
2.3.2 Predição da formação de hidratos 
 
As Figuras 2.7 a 2.10 são utilizadas como uma primeira aproximação para 
determinar as condições de formação de hidratos e para estimar a máxima 
expansão permíssivel sem ocorrer a formação de hidrato. Essas figuras foram 
construídas baseando-se na seguinte composição: 
 
 
Fração Molar 
C1 0,9267 0,8605 0,7350 
C2 0,0529 0,0606 0,1340 
C3 0,0138 0,0339 0,0690 
iC4 0,0018 0,0084 0,0080 
nC4 0,0034 0,0136 0,0240 
C5 0,0014 0,0230 0,0300 
densidade 0,603 0,692 0,796 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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23
 
 
Exemplo: Encontre a pressão de formação de hidrato para o gás com a 
composição abaixo. Temperatura = 50°F 
 
Componente Fração molar Peso molecular Lb por lbmol 
C1 0,784 16,043 12,58 
C2 0,060 30,070 1,80 
C3 0,036 44,097 1,59 
iC4 0,005 58,124 0,29 
nC4 0,019 58,124 1,10 
N2 0,094 28,013 2,63 
CO2 0,002 44,010 0,09 
TOTAL 20.08 
 
Densidade relativa da mistura = Mgas/Mar = 20,08/28,964 = 0,693 
 
Da Figura 2.8 a 50°F P= 320 psia para a densidade igual a 0,7 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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24
 
 
 
 
 
 
 
Figuras 2.7 e 2.8 -Condições para formação de hidratos 
 
 
Correlação de Towler e Mokhatab (2005) 
 
 
 
Onde: 
 
Th é a temperatura de formação de hidratros, °F 
P é a pressão em psia 
SG é a densidade relativa ( ar=1) 
 
O anexo 3 apresenta a correlação de Katz para cálculo do ponto de hidrato. 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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25
 
Figuras: 2.9 e 2.10 - Expansão permissível de um gás sem formação de 
hidrato 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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26
 
2.4 - Inibição da formação de hidratos 
 
A formação de hidrato pode ser evitada pela desidratação do gás ou 
líquido. Em alguns casos não é possível ou é economicamente inviável operar as 
linhas e equipamentos isentos de água. Se a temperatura mínima da linha estiver 
abaixo do ponto de formação de hidratos, faz-se necessário uma inibição. Nestes 
casos a inibição pode ser um método efetivo para prevenir a formação de 
hidratos. 
 
2.4.1 Tipos de inibidores 
 
Algumas substâncias podem ser adicionadas no fluido para rebaixar as 
temperaturas de formação de hidratos. 
 
Os inibidores mais utilizados são o metanol e os glicóis. Os glicóis são 
caracterizados por possuírem dois grupos hidroxilas. A hidroxila contribui para a 
solubilidade e higroscopicidade na água. O EG, o DEG e o TEG são utilizados 
para a inibição de hidratos. O mais utilizado é o Etileno glicol devido ao seu baixo 
custo, baixa viscosidade e baixa solubilidade em hidrocarbonetos. 
 
Todos os inibidores devem ser recuperados e recirculados mas a 
recuperação do metanol nem sempre é econômica. Não é recomendável o uso de 
DEG abaixo de - 10°C devido a sua viscosidade e a dificuldade de separação de 
hidrocarbonetos líquidos. 
 
CH3 – OH METANOL 
OH – (CH2)2 – OH MONOETILENO GLICOL (MEG) 
OH – (CH2)2 – O – (CH2)2 – OH DIETILENO GLICOL (DEG) 
OH – (CH2)2 – O – (CH2)2 – O – (CH2)2 – OH TRIETILENO GLICOL (TEG) 
 
 
A taxa total de injeção é a soma da concentração do inibidor na fase líquida 
com o inibidor que passa para a fase vapor. O inibidor na fase vapor possui um 
pequeno efeito sobre as condições de formação de hidrato. 
 
 
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CAPÍTULO 2 DESIDRATAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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27
A equação abaixo tem sido razoável para prever a mínima quantidade de 
inibidor na fase aquosa: 
 
Equação de Hammerschmidt (1934) 
 
d = ___KW___ 
 100M - MW 
 
 onde: 
 d= abaixamento do ponto de hidrato em °C 
 W = percentagem em peso do inibidor na fase aquosa 
 M = peso molecular do inibidor 
 K = constante (1297 para o metanol e 2220 para os glicóis) 
 
Observações: 
1. Para “d” em °F, K=2335 para o metanol e etanol, 2200 para MEG , 4370 para DEG e 
5400 para o TEG. 
 
2. “d” é a diferença entre a temperatura de formação de hidrato, a máxima pressão de 
fluxo e a temperatura mínima de fluxo. 
 
3. A Equação de Hammerschmidt é válida para W de 20 – 25% para metanol e de 60 - 70 
para os glicóis. Para outras faixas d= - 129,6 ln XI , onde XI é a fração molar do inibidor 
na fase aquosa. 
 
 
Taxa de injeção de inibidor 
 
mI = mw xR/(xL – xR) 
 
mI é o fluxo mássico de solução do inibidor 
mw é a fluxo mássico de água líquida 
xR é a fração mássica do inibidor rico em água 
xL é a fração do inibidor pobre em água 
 
 
 
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28
 
Passos: 
 
1. Encontre a temperatura de formação de hidrato; 
2. Encontre amenor temperatura do sistema; 
3. Calcule a quantidade de água condensada; 
4. Calcule a concentração do inibidor; 
5. Calcule a massa do inibidor; 
6. Calcule as perdas por vaporização e adicione ao item 5. 
 
 
 
 
2.4.2 Perda de inibidor por vaporização 
 
A quantidade de inibidor a ser utilizada não deve ser apenas suficiente para 
prevenir a formação de hidrato, mas também deve ser suficiente para compensar 
as perdas por vaporização como também a solubilidade na fase hidrocarboneto. 
 
Quando utilizamos os glicóis em condições apropriadas as perdas são 
pequenas, e podem ser estimadas como: 
 
 3,5 litros/106 std m3 ou 0,23 lb/MM scf 
 
A pressão de vapor do metanol é bastante alta o que significa que parte do 
metanol irá para a fase vapor. As Figuras 2.11 e 2.12 estimam as perdas de 
metanol para a fase vapor e fase hidrocarboneto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 2.11 - Perdas de metanol para a fase vapor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 2.12 - Perdas de metanol para a fase hidrocarboneto líquido 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.4.3 Ponto de Congelamento de soluções aquosas de glicóis 
 
Os glicóis não congelam mas formam uma “pasta” que não fluem nas 
tubulações. A concentração do glicol deve ser adequada para que isto não ocorra. 
A Figura 2.13 mostra o ponto de congelamento dos glicóis mais comuns. 
 
 
 
 
Figura 2.13 - Ponto de congelamento dos glicóis 
 
 
 
 
 
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32
2.5 Desidratação do Gás Natural 
 
Nas situações onde a inibição não é possível é necessário se proceder a 
remoção da água da corrente do gás. Esta remoção pode ser feita de diversas 
maneiras: 
 
 Resfriamento do gás natural 
 Método de absorção (MEG, DEG e TEG) 
 Método de adsorção (alumina, sílica-gel e peneiras moleculares) 
 
Entende-se por adsorção qualquer processo em que as moléculas de um 
gás são condensadas e retidas na superfície de um sólido por meio de forças de 
atração superficiais. Cabe mencionar, por clareza de definição, que o processo 
também se aplica a correntes líquidas e que além da adsorção física o processo 
pode ser químico envolvendo uma reação entre os absorventes e os compostos 
adsorvidos. 
 
A adsorção física encontra aplicação na desidratação de gás natural, 
podendo-se atingir com este processo teores de água na corrente efluente 
menores que 1 ppm. 
 
Os materiais de uso mais freqüente no tratamento do gás natural são: 
a. sílica-gel 
b. Alumina ativada 
c. Peneira Molecular 
 
Um material para ser bom absorvente deve apresentar uma série de 
características sendo as mais importantes as seguintes: 
 
 Grande área superficial, entre 500 e 800 m2/grama 
 Afinidade pela água 
 Seletividade 
 Elevada resistência mecânica 
 Pequena resistência ao fluxo de gás 
 Facilidade de reativação ou regeneração 
 Vida útil 
 
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33
 
O teor de água de saída é função do adsorvente escolhido e do projeto da 
unidade. Os seguintes dew points são alcançados: 
 
 
 
Adsorvente Dew point de saída 
Alumina -73°C 
Silica gel - 60°C 
Peneira molecular - 90°C 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.6 Desidratação por absorção a glicol 
 
 Os glicóis são utilizados para aplicações onde se requer depressões de 60 
a 120°F no ponto de orvalho. 
 
 Em plantas de gás natural, face às baixas temperaturas atingidas utiliza-se 
o MEG. A Figura 2.14 mostra um típico sistema de injeção de glicol em Unidades 
de Processamento de Gás Natural (UPGN) 
 
 O DIETILENO E O TRIETILENO GLICOL são os líquidos normalmente 
mais empregados na desidratação do gás natural. O TEG é mais utilizado devido: 
 
 Ser mais facilmente regenerado para solução 98 a 99,5% em separação 
atmosférica devido a sua alta temperatura de ebulição; 
 Tem uma temperatura de decomposição de 404°F. A temperatura do 
DEG é 328°F. 
 A perda por vaporização é baixa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.6.1 Fluxograma de processo 
 
 
 
Figura 2.14a – Sistema de injeção de Monoetileno-Glicol 
 
 
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Figura 2.14b – Sistema de absorção a TEG 
 
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2.6.2. Variáveis operacionais 
 
 TEMPERATURA 
 
A temperatura não deve ser tão baixa. 50°F é considerada a mínima 
temperatura de operação devido ao glicol ficar muito viscoso, ineficiente e com 
grande tendência a formação de espuma. 
A temperatura do glicol pobre que entra na absorvedora tem um efeito 
significante no ponto de orvalho diferencial do gás e deverá ser reduzida ao 
mínimo para termos uma operação eficiente. 
 
 PRESSÃO 
 
A uma temperatura constante, a água no gás de entrada aumenta com o 
decréscimo da pressão. Entretanto, numa faixa normal de operação a pressão 
não é considerada fator crítico. 
 
 TAXA DE CIRCULAÇÃO DE GLICOL 
 
Quando o número de pratos e a concentração do glicol são fixas, a 
depressão do pontode orvalho é função da taxa de circulação de glicol. As taxas 
mínimas e máximas são 2 galões e 7 galões por libra de água a ser removida. As 
Figuras 2.15 a 2.18 mostra e eficiência de remoção de água em função da taxa 
de circulação de glicol. 
 
 CONCENTRAÇÃO DO GLICOL 
 
Quanto maior a concentração do glicol regenerado que entra na 
absorvedora, mais eficiente é o processo de adsorção. 
 
 PH DO GLICOL 
 
O pH ótimo da solução de glicol é 7,3 e o máximo recomendado é 8,5. 
Glicol com maior pH tenderá a saponificar os hidrocarbonetos presentes e criará 
problemas de espuma. Deve-se utilizar trietalonamina ou Borax para ajustar o pH. 
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Figuras 2.15 a 2.16 - Remoção de água versus taxa de circulação de glicol 
 
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Figuras 2.17 e 2.18 - Remoção de água versus taxa de circulação de glicol 
 
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2.6.3. Problemas Operacionais 
 
 PERDAS DE GLICOL 
 
As perdas de glicol pela regeneradora podem ser constatadas, na ausência 
do vento, através do vapor que sai do topo da torre. Se o vapor descer ao invés 
de subir é indicação que há excesso de glicol no vapor de água. 
As principais perdas de vapor pela regeneradora são: 
a. Recheio velho, quebrado e entupido 
b. Temperatura muito baixa no condensador de topo, causando 
condensação excessiva. Deve ser previsto um by pass para o 
condensador. 
c. Presença de hidrocarbonetos líquidos no refervedor os quais flasheiam 
e sobem pela torre arrastando consigo grandes quantidades de glicol. 
 
 DECOMPOSIÇÃO TÉRMICA 
 
Calor excessivo, resultado das seguintes condições, decompõe o glicol e 
formam compostos corrosivos: 
a. Alta temperatura no refervedor provoca decomposição 
b. Alta taxa de fluxo de fluxo térmico, algumas vezes usadas no projeto 
para baixar os custos do equipamentos. 
c. Superaquecimento localizado, causado por depósito de sal nos tubos 
ou por deficiência na direção da chama dos tubos. 
 
 CORROSÃO 
 
A presença de oxigênio e H2S no gás de entrada acentua os problemas de 
corrosão. O oxigênio oxida o glicol formando ácidos corrosivos. O H2S diminui o 
pH do glicol e escurece a solução. 
 
 
 
 
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 HIDROCARBONETO LÍQUIDO 
 
É resultante do carregamento pelo gás ou condensação na absorvedora. 
Aumenta a formação de espuma, degradação e perdas de glicol. 
A presença de hidrocarbonetos líquidos no glicol pode se proveniente do 
scrubber de entrada, quando este estiver operando mal, ou o glicol que alimenta a 
absorvedora com temperatura abaixo da entrada. 
 
 FILTRAÇÃO E PURIFICAÇÃO 
 
O teor de sólidos no glicol deve ser controlado. Uma boa filtragem da 
solução irá prevenir o desenvolvimento de borra nas bandejas da absorvedora e 
recheio do regenerador. 
Carvão ativado é utilizado para remover impurezas do glicol. O Filtro de 
carvão deve ser localizado após o filtro para remoção de sólidos, pois o carvão 
não é muito eficiente para este fim. 
 
 ESPUMA 
 
A formação de espuma aumenta as perdas de glicol e diminui a capacidade 
da planta. O glicol será arrastado pelo gás na saída do absorvedor quando se 
estabelece formação de espuma nas bandejas. A maneira mais fácil de detectar a 
ocorrência de espuma é através da perda de carga na torre. 
 
 CONTAMINAÇÃO COM SAL 
 
Depósitos de sal aceleram a corrosão nos equipamentos, reduz a 
transferência de calor nos tubos do refervedor. O sal carreado poderá ser 
prevenido com o uso de um scrubber eficiente na entrada da planta. 
 
 CRISTALIZAÇÃO DO GLICOL 
 
As soluções aquosas de glicol cristalizam, numa certa concentração, 
quando submetidas a baixas temperaturas. 
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2.7 Desidratação por Peneiras Moleculares 
 
2.7.1 Introdução 
 
Peneiras Moleculares são alumino-silicatos metálicos de estrutura 
cristalina, com poros de 3 a 10 Angstroms (A) de diâmetro, sendo esta dimensão 
determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações é o sódio. 
 
Devido ao tamanho tão controlado dos poros, as peneiras moleculares não 
têm tendência a adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença destes 
interfira na sua boa operação. É o adsorvente que requer maiores temperaturas 
de regeneração, ente 260 a 316°C. Obtém-se, com 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. 
 
Peneiras moleculares se comportam como adsorventes físicos. Assim, 
quando moléculas entram na estrutura interna de peneiras moleculares, elas são 
adsorvidas por forças físicas. 
 
Para a maioria dos adsorventes a quantidade de material adsorvido 
aumenta rapidamente para o valor de equilíbrio quando sua concentração 
aumenta na fase fluida. As peneiras moleculares, no entanto, apresenta uma 
adsorção que é pouco sensível a concentração do componente na fase fluida. 
 
 Portanto, para promover a retirada de umidade de um gás, as peneiras 
moleculares combinam dois efeitos: a adsorção e o tamanho dos poros. 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 2.19 – Capacidade de adsorção versus umidade relativa 
 
Diâmetros críticos de algumas moléculas, angstron 
Água 2,6 
Amônia 2,9 
Oxigênio 3,5 
Sulfeto de hidrogênio 3,6 
Metanol 3,6 
Nitrogênio 3,8 
Metano 3,8 
Dióxido de carbono 3,9 
Etano 4,4 
Propano 4,3 
n-butano até n-C22H46 4,3 
Etanol 4,5 
 
 
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2.6.2 Considerações práticas a respeito da adsorção 
 
Existem muitos fatores que podem influenciar o desempenho de uma 
peneira molecular. Em um determinado sistema de adsorção, vários ou todos 
estes fatores podem influenciar o desempenho do sistema. 
 
Transferência de massa 
 
Em um sistema de adsorção de leito fixo a transferência de umidade do 
fluido para o leito é feito através de uma zona de transferência de massa (MTZ). 
Essa zona é um comprimento finito do leito de adsorvente. Porconvenção, o 
comprimento é considerado quando a concentração da umidade estiver entre 
95% a 5% da concentração de entrada. A posição da zona de transferência de 
massa é continuamente deslocada da entrada até a saída do leito. 
 
 
 
Figura 2.20 – Zona de Transferência de Massa 
 
 
 
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Regeneração 
 
 O leito exausto deve ser regenerado para remover a umidade adsorvida. A 
regeneração adota o seguinte princípio: As condições que cercam o adsorvente 
são alteradas para condições que apresentam um baixa capacidade de equílibrio. 
A regeneração normalmente é feita através da alteração da pressão ou 
temperatura. Algumas vezes são utilizadas temperaturas de regeneração maior 
do que a requerida para aumentar a velocidade de regeneração das peneiras. As 
peneiras moleculares são termicamente estáveis a temperaturas próximas de 
540°C. 
 
 O adsorvente 
 
 Em relação ao adsorvente devem ser considerados os seguintes aspectos: 
Área superficial e volume poroso, tamanho da partícula, estrutura particulada e o 
grau de ativação da peneira molecular. 
 
 Variáveis do sistema 
 
 As variáveis que influenciam no desempenho das peneiras são: 
Temperatura, pressão, umidade de entrada, velocidade do fluido e contaminantes. 
 
Seletividade 
 
A seletividade é influenciada pela polaridade, composição da corrente e 
abertura dos poros. 
 
Perda de carga 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.7.3 Fluxograma do Processo 
 
A Figura 2.22 representa um fluxograma de processo simplificado para 
uma unidade de desidratação por Peneiras Moleculares com utilização de gás 
seco para regeneração. Para qualquer sistema de adsorção o esquema é 
essencialmente o mesmo, variando o número de leitos e a duração do ciclo de 
adsorção. 
 
O Leito de adsorvente só pode adsorver uma quantidade finita de água, 
sendo logo após necessário 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 os outros estão na etapa de adsorção. 
 
O Gás úmido entra primeiramente 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 os leitos de adsorção 
que não estiverem sendo regenerados, fluindo do topo para o fundo para evitar a 
fluidização do leito. 
 
A vazão de gás necessária para regeneração é cerca de 5 a 10% da vazão 
de entrada. A regeneração é feita com gás quente fluindo em sentido contrário ao 
do fluxo durante a adsorção, isto é, de baixo para cima. Após a regeneração o 
leito de adsorvente deve ser resfriado até a temperatura normal de operação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 2.21 – Sistema de desidratação por peneira molecular 
 
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Figura 2.22 – Ciclo de regeneração em peneiras moleculares 
 
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CAPÍTULO 3 DESSULFURIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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49
 
3 Dessulfurização do Gás Natural 
 
 
3.1 Remoção de Contaminantes 
 
A Remoção de contaminantes do gás natural é necessária por razões de 
segurança, controle de corrosão, especificação de produtos, prevenir 
congelamento a baixas temperaturas e por razões de custos de compressão. 
 
Os seguintes contaminantes podem estar presentes no gás natural: 
 
 Amônia (NH3) 
 Sulfeto de Hidrogênio (H2S) 
 Dióxido de carbono (CO2) 
 Sulfeto de Carbonila (COS) 
 Dissulfeto de Carbono (CS2) 
 Mercaptans (RSH) 
 Nitrogênio (N2) 
 Água (H2O) 
 Dióxido de Enxofre (SO2) 
 
 
A Remoção de compostos de enxofre e dióxido de carbono cumpre vários 
objetivos, desde especificar o gás para venda e consumo, passando por aspectos 
de segurança e operacionais. 
 
A Remoção do CO2 visa aumentar o poder calorífico do gás e redução do 
custo de transporte do mesmo, principalmente se este componente estiver em 
grande quantidade. O CO2 também pode ser removido com os objetivos de evitar 
a formação de gelo seco em processos criogênicos, ou minimizar problemas de 
corrosão em dutos de transferência e equipamentos de processo. 
 
Dos compostos de enxofre presentes no gás natural, o H2S é o de maior 
relevância visto ser o que aparece em teores mais elevados, contudo, mercaptans 
(RSH), sulfeto de carbonila e bissulfeto de carbono (CS2) são também importantes 
e devem ser considerados. 
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CAPÍTULO 3 DESSULFURIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
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50
 
É interessante notar a possibilidade de recuperação de enxofre 
simultaneamente a remoção de gases ácidos empregando o Processo CLAUS 
que é o mais utilizado. 
 
Quanto ao H2S, o principal motivo para sua remoção é a sua toxidez. 
Quase duas vezes mais tóxico que o monóxido de carbono e quase tão tóxico 
quanto o ácido cianídrico (HCN). 
 
 
PPM VOL H2S 
 
 
EFEITOS 
0,01 – 0,15 Limite de detecção do odor 
10 Máxima concentração para exposição prolongada 
10 – 100 Sintomas leves após algumas horas de exposição. 
 200 - 300 Máxima exposição durante uma hora sem efeitos graves. 
500 – 700 Exposição perigosa no período de 30 a 60 minutos 
700 – 900 Fatal em menos de 30 minutos 
> 1000 Morte imediata 
 
Quando dissolvido em água, o H2S é corrosivo ao aço. A reação com o 
ferro em meio aquoso produz hidrogênio atômico e sulfeto de ferro que é catódico 
em relação ao aço, formando pilhas galvânicas e, por conseguinte, a corrosão por 
pites. 
 
O hidrogênio atômico que não pode se combinar formando hidrogênio 
molecular, devido, por exemplo, a presença do sulfeto de ferro, se difunde através 
do aço podendo interagir com inclusões metálicas e acarretar, nestes locais, 
acúmulo de hidrogênio, já na fase gasosa, formando bolhas ou trincas. 
 
O gás carbônico ao se dissolver em água forma ácido carbônico (H2CO3), o 
qual acelera a ação corrosiva devido ao H2S, e iniciando seu próprio processo 
corrosivo com o aço. 
 
 
 
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CAPÍTULO 3 DESSULFURIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural51
 
 
Figura 3.1 – Corrosão sobtensão em sistemas de gases ácidos 
 
 
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CAPÍTULO 3 DESSULFURIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
52
 
3.2 Escolha do processo 
 
Vários são os processos disponíveis para tratamento de gás natural. A 
maioria dos processos utiliza solventes os quais absorvem os gases ácido física 
ou quimicamente. Na absorção química, as reações podem ser reversíveis (H2S e 
MEA) ou irreversíveis (COS e MEA). 
 
Os processos por absorção física remove os gases ácidos na proporção 
direta de suas pressões parciais. 
 
Existe várias variáveis envolvendo a escolha de uma tecnologia para o 
tratamento de gases ácidos. Alguns fatores a ser considerados são: 
 
 Natureza e concentração de impurezas no gás 
 Especificações requeridas no gás tratado 
 Temperatura e Pressão do gás ácido e do gás tratado 
 Volume do gás a ser tratado 
 Composição da corrente de hidrocarbonetos 
 Seletividade requerida na remoção do gás ácido 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
53
 
 
3.3 Principais processos 
 
 
ABSORÇÃO QUÍMICA 
 
 AMINAS 
- Monoetanolamina (MEA) 
- Dietanolamina (DEA) 
- Trietanolamina (TEA) 
- Metildietanolamina (MDEA) 
 SODA CÁUSTICA 
 CARBONATO DE POTÁSSIO QUENTE 
- Benfield 
- Catacarb 
 
ABSORÇÃO FÍSICA 
 
 SELEXOL® 
 SOLVENTE FLUOR 
 RECTISOL 
 PURISOL 
 CATASOL 
PROCESSOS 
COMBINADOS 
 SULFINOL® 
 ALTA PUREZA 
LEITO SÓLIDO 
 ÓXIDO DE FERRO (FERRO ESPONJA) 
 CHEMSWEET® 
 SULFA-CHECK® 
 SULFATREAT® 
 PENEIRA MOLECULAR 
PERMEAÇÃO � MENBRANAS 
QUELATOS DE FERRO 
 LO-CAT® 
 SULFEROX® 
 
 
 
 
 
 
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Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
54
 
 
 
3.4 Processos com soluções de aminas 
 
3.4.1 Princípios 
 
Os processos de tratamento que utilizam soluções de aminas são 
largamente empregados na remoção de CO2 e H2S do gás natural, principalmente 
por serem processos de circulação contínua de menor vazão circulante e por 
removerem facilmente o H2S até os níveis requeridos, operando com pressões a 
partir de 7 kgf/cm2. À pressões menores, a pressão parcial de equilíbrio é limitante 
da remoção que pode ser obtida. 
 
A MEA é a amina de uso mais generalizado. A escolha entre MEA e DEA é 
puramente econômica. Quando o gás contém quantidades relativamente altas de 
COS e CS2 a MEA deve ser evitada por reagir irreversivelmente com estes 
compostos formando produtos de degradação que obrigarão à substituição 
frequente da solução. 
 
O uso da MEA também não é recomendado quando o gás contém 
mercaptans pois a mesma não é capaz de absorvê-los da corrente gasosa. 
 
As vantagens que podem ser atribuídas à MEA são sua maior reatividade e 
a facilidade em atingir a especificação de 4 ppm H2S no gás tratado enquanto que 
a DEA, em condições normais só atinge 8 ppm. 
 
As reações que ocorrem entre a MEA e os gases ácidos podem ser 
representadas pelas seguintes equações: 
 
 2 (HOC2H4NH2) + H2S ↔ (OHC2H4NH3)2S 
 
 2 (HOC2H4NH2) + H2S + CO2 ↔ (HOC2H4NH3)HCO3
 
O processo de MEA se baseia no fato que as reações acima são 
reversíveis pela aplicação do calor, regenerando os gases ácidos e a MEA. 
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Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
 
 
 
55
 
O produto da reação da MEA com H2S, o sal sulfídrico é o menos estável e 
sua regeneração ocorre entre 116 e 126°C. O bicarbonato e o carbonato formado 
pela reação da MEA com o CO2 requer temperatura mais alta e calor adicional 
para regenerar . Devido a esse fato a quantidade de CO2 é maior que a de H2S na 
MEA regenerada. 
 
O COS e o CS2 quando presentes no gás natural promovem decomposição 
da MEA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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56
3.4.2 Fluxograma do processo 
 
A n mostra um fluxograma típico de processo com MEA. 
 
Figura 3.1 – Processo de dessulfurização por reação Química 
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CAPÍTULO 4 DESSULFURIZAÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
Curso Especialização lato sensu em Tecnologias do Gás Natural 
 
 
57
3.5 Processos em leito sólido 
 
Dos processos em leito sólido utilizados no tratamento de gás um dos mais 
antigos e simples é o processo ferro esponja. O ferro esponja é constituído por 
aparas de madeiras impregnadas com um óxido de ferro hidratado. 
 
Outro tipo de processo bastante utilizado é o tratamento com peneiras 
moleculares que remove seletivamente o gás sulfídrico na presença de gás 
carbônico. Uma característica importante desse processo é a desidratação 
simultânea do gás a ser tratado. 
 
O Processo Sulfatreat® é em leito sólido que não apresenta líquidos livres. 
Sua característica de ser um processo seco e mais previsível, de fácil operação e 
seguro que outros produtos no mercado incluindo ferro esponja e outros 
processos líquidos. 
 
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CAPÍTULO 4 UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL 
 
 
Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
58 
4 Unidades de Processamento de Gás Natural 
 
 
4.1 Conceitos 
 
4.1.1 Índice de Rendimento 
 
É definido como sendo a quantidade de líquido obtido numa Unidade de 
Processamento de Gás Natural. É expressa em metros cúbicos de líquido a 20°C 
e 1 atm por 1000 m3 de gás natural a 20°C e 1 atm. 
 
4.1.2 Recuperação 
 
A recuperação de um determinado componente é definida como sendo a 
razão entre a quantidade desse componente (em mol) que passou para a fase 
líquida dividido pela quantidade que entrou na Unidade de Processo multiplicado 
por 100. 
 
4.2 Produtos de uma UPGN 
 
Conforme definido anteriormente, o processamento do gás natural resulta 
na recuperação de hidrocarbonetos líquidos e na produção de um gás residual. 
 
Existem 4 alternativas básicas para produção de líquidos numa UPGN: 
 
 Produção de um líquido de gás natural (LGN) 
+ . Produção de GLP e C5
+ Produção de Etano Líquido, GLP e C5 
 Produção de Propano, Butano, C5+ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Condicionamento e Processamento do Gás Natural 
59 
4.3 Escolha do Processo 
 
Em termos econômicos, a escolha do melhor processo a ser utilizado em 
uma UPGN depende basicamente de três fatores,a saber: 
 
 Pressão do gás, 
 Composição do gás 
 Recuperação desejadas 
 
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 outros, os seguintes fatores: 
 
 Recuperações obtidas 
 Quantidade, tipo, origem (Nacional ou Importado) dos equipamentos 
 Instrumentação 
 Custos operacionais 
 Consumo de utilidades 
 
São quatro os principais processos para recuperação de hidrocarbonetos 
líquidos ou controle de dew-point do gás natural: 
 
 Refrigeração Simples 
 Absorção Refrigerada 
 Expansão Joule-Thomson 
 Turbo-expansão 
 
Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a 
condensação dos hidrocarbonetos mais pesados por meio da redução da 
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 de hidrocarbonetos líquidos. 
Sua aplicação típica é na recuperação de propano e mais pesados, havendo 
sempre uma recuperação incidental de etano. 
 
 
 
 
 
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60
 
Como os investimentos e custos de operação da Absorção refrigerada 
estão diretamente relacionados as vazões de óleo circulante, este tipo de 
processo deixa de ser interessante a 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 residual. 
 
Quanto aos dois processos de expansão, ambos causam resfriamento do 
gás devido à redução da pressão; a diferença básica entre eles, em termos 
termodinâmicos, é que o primeiro é isentálpico ou o segundo é isoentrópico. 
 
Para os processos em fluxo, a variação da entalpia é dada pela diferença 
entre o calor trocado com o ambiente e o trabalho executado pelo fluido (ΔH = Q – 
WS). A Expansão Joule-Thomson ocorre em uma válvula e, por ser instantânea, 
pode ser considerada um processo adiabático, isto é, um processo no qual não há 
trocas de calor com o ambiente. Como também nenhum trabalho é executado 
pelo fluido durante a expansão, conclui-se que não há variação de entalpia – o 
Processo é Isoentálpico. 
 
A expansão do gás em uma turbina também é um processo adiabático, 
porém 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 a entropia constante – 
isoentrópico. Como na prática, todos os processos são em maior ou menor grau, 
irreversíveis, consideração o processo turbo-expansão como isoentrópico 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 processo de turbo-expansão é 
importante por várias razões: Além de estar diretamente relacionada ao trabalho 
produzido, da eficiência do processo dependerão a temperatura obtida e a 
produção de líquido. 
 
 
 
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61
 
 
A Figura 4.1 mostra esquematicamente em um diagrama entalpia versus 
entropia (Mollier) os resultados de uma expansão Joule-Thomson e uma 
expansão num turboexpansor. Ela é uma representação termodinâmica dos dois 
processos para um gás natural de densidade 0,6. Nesse exemplo o gás natural a 
200 °F e uma pressão de 1000 psia é expandido para 500 psia. Se a expansão se 
dá através de uma válvula de expansão a temperatura final é de 180°F. Se a 
expansão se dá através de um turboexpansor a temperatura é de 100°F. O 
resfriamento adicional obtido pelo processo isoentrópico é o princípio fundamental 
de uma planta com o processo por turbo-expansão. 
 
O Processo de turbo-expansão é indicado quando se deseja alta 
recuperação de etano, pois as temperaturas obtidas são suficientemente baixas 
para promover a condensação deste componente. Já o Processo Joule-Thomson 
requer que o gás esteja a uma pressão suficientemente elevada e temperatura 
suficientemente baixa para que possa haver condensação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.1. Comparação entre uma expansão isentálpica e isoentrópica para 
um gás com densidade 0,6. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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4.4 Processo de Refrigeração Simples 
 
É o processo mais simples. Consiste no resfriamento do gás de modo a 
promover a condensação do propano e hidrocarbonetos mais pesados. Este 
processo encontra grande aplicação quando o objetivo é recuperar componentes 
a partir do propano. 
 
Neste Processo a corrente de gás natural é resfriada num trocador gás-gás 
onde ocorre a injeção de Monoetilenoglicol para evitar a formação de hidrato. Em 
sequência o gás é resfriado a aproximadamente -35°C num trocador de calor com 
propano refrigerante. O líquido condensado é separado num separador a baixa 
temperatura e estabilizado numa desetanizadora. Este separador é trifásico onde 
o glicol exausto é retirado numa bota. 
 
Em muitos casos o produto de topo da desetanizadora é comprimido, 
resfriado e reciclado para a corrente de entrada do gás. O produto de fundo é o 
LGN. Os gases que saem do separador a baixa temperatura trocam calor com o 
gás de entrada aumentando o rendimento térmico da unidade. 
 
Dependendo da composição e pressão as recuperações de propano 
variam de 30 a 50%. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.2 – Processo de Refrigeração Simples 
 
 
 
 
 
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4.5 Processo de Refrigeração em cascata 
 
Quando é desejável aumentar a recuperação de etano e propano é 
necessário resfriar a corrente de gás a temperaturas significativamente baixas da 
ordem de -84°C. Esta temperatura é obtida através de um sistema de refrigeração 
a etano ou etileno em cascata com o sistema de refrigeraçãoa propano. Esta 
temperatura baixa aumenta a recuperação de propano para mais de 90% e de 
etano para 70%. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.3 – Processo de Refrigeração Simples em cascata 
 
 
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67
 
4.6. Processo de Absorção 
 
No processo de absorção, o LGN é removido através do contato do gás 
natural com um solvente líquido de hidrocarboneto (Óleo de absorção). Após a 
absorção do LGN numa coluna de absorção o óleo rico (contendo LGN) é enviado 
para uma torre de destilação onde o LGN é separado do óleo de absorção e 
reciclado à torre absorvedora. Este processo foi desenvolvido em 1911 e tem 
sofrido modificações por forças do mercado e devido ao avanço tecnológico. 
 
No processo à temperatura ambiente o gás natural entra em contato com o 
óleo de absorção (Peso molecular 150) a cerca de 38°C. O óleo rico sai do fundo 
da absorvedora e é enviado para uma depropanizadora onde é separado o 
propano e componentes mais leves que retornam a corrente de gás. 
 
O óleo rico sai do fundo da depropanizadora e é enviado a uma 
fracionadora onde o produto de topo é o C4+ . O produto de fundo é resfriado e 
enviado para a absorvedora. A recuperação típica deste processo é 75% de 
butanos e 85-90% de pentanos e mais pesados. 
 
No processo de Absorção refrigerada o óleo pobre é resfriado com propano 
refrigerante para aumentar a recuperação de propano até 90%. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.4 – Processo de Absorção e temperatura ambiente 
 
 
 
 
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Figura 4.5 – Processo de Absorção Refrigerada 
 
 
 
 
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4.7 Processo Joule-Thomson (J-T) 
 
 
Com o aumento da demanda de etano , um processo alternativo ao alto 
custo do processo de refrigeração em cascata que simplifica os requisitos dos 
equipamentos necessários é o Processo Joule-Thomson. 
 
O Resfriamento do gás se dá através da expansão numa válvula de 
controle onde são obtidas temperaturas da ordem de -73°C. Devido a este 
resfriamento o Processo J-T se aplica quando se deseja altas recuperações de 
etano, em torno de 70%. Como a fonte de resfriamento é obtida pela redução da 
pressão do gás, este processo não necessita de sistema de refrigeração. Ele é 
economicamente viável se não for necessário recomprimir o gás para venda. 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.6 – Processo Joule-Thomson 
 
 
 
 
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4.8 Processo Turbo-Expansão 
 
As plantas de gás utilizando o processo de turbo-expansão vem 
substituindo o processo de absorção devido ao seu baixo custo de investimento, 
simplicidade de operação e altas recuperações de propano. 
 O conceito de turboexpansor data de 1900 quando Georges Claude 
instalou um pequeno equipamento numa planta de produção de oxigênio. Em 
1940 turboexpansores foram utilizados em plantas de separação de ar. A primeira 
utilização de turboexpansores em plantas de gás foi em 1964 numa planta no 
Texas. 
Como o custo de recompressão do gás é significativo , o processo foi 
introduzido para reduzir os custos dessa recompressão. Como já foi mencionado, 
este processo baseia-se na expansão isoentrópica de gases refrigerados para 
produzir temperaturas criogênicas da ordem de - 101°C. Pode ser obtidas 
recuperações de etano da ordem de 75 a 85%. A energia recuperada no expansor 
é utilizada para recomprimir o gás diminuindo assim, o custo total de 
recompressão do processo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4.7 – Processo Turbo-Expansão 
 
 
 
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47 
 
4.8.1. Descrição do processo 
 
 Uma planta turboexpansão produz refrigeração para condensar e recuperar 
hidrocarbonetos líquidos contidos no gás natural através do mais eficiente método 
disponível: expansão do gás num turboexpansor. A expansão de um gás natural 
num turboexpander tem um comportamento termodinâmico aproximado de um 
processo isoentrópico. A temperatura final de uma expansão isoentrópica é muito 
menor que uma expansão isoentálpica através de uma válvula. 
 
Representação do Processo Turboexpansão num diagrama termodinâmico 
 
 
 A figura 4.8 representa aproximadamente o processo de turboexpansão 
num diagrama de pressão versus entalpia para o metano. 
 
 O gás de entrada é resfriado num trocador gás-gás utilizando o gás oriundo 
do topo da demetanizadora (linha AB). O líquido formado no ponto B é retirado e 
enviado para a demetanizadora. O gás formado é expandido até a pressão da 
demetanizadora (linha BC). Essa expansão tem como produto um gás frio e 
formação de líquido sendo enviado para a demetanizadora. O gás frio é aquecido 
com o gás de entrada (linha CD) antes da recompressão (linha DE) e resfriamento 
após a compressão