Geo Aula - Gás Natural (Aula 5)

Fala ai meu amigos!

Então vamos a nossa última aula e post desse módulo?


Gás Natural - Aula 5


Problemas do CO2 supercrítico

Conforme definição do Grupo de Pesquisa em Química Verde e Ambiental (GPQVA), da Universidade de São Paulo (USP), “fluido supercrítico é qualquer substância que foi pressurizada e aquecida acima de sua pressão e temperatura críticas (ponto crítico), passando a ter propriedades intermediárias entre um gás e um líquido. Eles difundem como gases e dissolvem outros materiais”.

Para que servem os fluidos supercríticos? 

Conforme explica Reinaldo Camino Bazito, professor do Instituto de Química da USP e integrante do GPQVA, essas substâncias são estudadas no campo da Química Verde para funcionarem como solventes alternativos, voltados a reduzir o impacto ambiental de vários processos produtivos. Acetona, etanol e metano também podem ser usados para essa finalidade, mas o fluído supercrítico mais utilizado atualmente é dióxido de carbono (CO2-sc)

O gás dióxido de carbono é, essencialmente, um não-solvente, mas como um fluido supercrítico, ou seja acima do seu ponto crítico (Tc = 31,1 °C e Pc = 73,8 bar), a densidade e a capacidade de solvatação do CO2 aumentam dramaticamente. Em termos simples, CO2 como fluido supercrítico mostra propriedades semelhantes a um líquido e, convenientemente, à temperatura crítica para o CO2 é próxima da temperatura ambiente. 

Alterações na densidade do CO2 como fluido supercrítico permitem controlar reações químicas ajustando propriedades físicas, tais como a capacidade do solvente, a difusividade, e a viscosidade.

Pode-se dizer que, até o presente, a remoção do CO2 do gás produzido no pais se deu com o objetivo de evitar a formação de meio ácido corrosivo (CO2 supercrítico) para minimizar problemas de corrosão em dutos de transferência e equipamentos de processo.

A remoção do dióxido de carbono (CO2) do gás natural cumpre vários objetivos desde especificar o gás para a venda e consumo, passando por aspectos de segurança e operacionais, até a recuperação deste componentes indesejáveis para posterior utilização como na injeção CO2 no reservatório para a recuperação avançada e mesmo comercialização.


Seleção do tratamento

Vários são os processos disponíveis para tratamento de gás natural. A maioria dos processos utiliza solventes os quais absorvem o gases ácidos fisicamente ou quimicamente. Na absorção química as reações podem ser reversíveis (H2S) ou irreversíveis (COS). As reações irreversíveis implicam no descarte dos solventes, o que aumenta muito o custo da produção.

A grande vantagem dos solventes químicos é sua capacidade de absorver gases ácidos se grande sensitividade em relação à pressão.

Os processos de absorção física atuam na proporção direta das pressões parciais dos gases ácidos que serão removidos. A pressão parcial de um componente em uma mistura gasosa é igual ao produto de sua fração molar pela pressão total do sistema, assumindo-se que a mistura se comporta idealmente.

Se a pressão parcial dos gases no gás de entrada for muito baixa, quer por que a pressão do gás é baixa, quer por que o teor de contaminantes é baixo, todos os processos físicos podem ser eliminados. O mesmo se aplica a pressão parcial dos gases ácidos no gás tratado também for muito baixa, exceto se a pressão total do sistema for alta. Os processos de absorção física têm duas grandes desvantagens:

a) afinidade dos solventes de absorver hidrocarbonetos pesados

b) os solventes geralmente são caros.

* Todos este processos são licenciados pelo detentor da patente e requerem pagamento de royaltes para o seu uso.


As vantagens destes processos são baixas taxas de circulação de solventes e o consumo reduzido de utilidades, especificamente a energia gasta na regeneração do solvente.

Da escolha do solvente para uma unidade de tratamento de gás dependerá não só a eficiência do processo como também o tamanho dos equipamentos e o custo total da unidade. A escolha do solvente deve ser baseada na composição, temperatura e pressão do gás, além da especificação desejada para o produto. Estes parâmetros determinarão se um solvente físico ou químico é o mais econômico.

Além dos processos com solventes, outros tais como a destilação e os processos de leito sólido, este usados especificamente na remoção de compostos de enxofre, também são empregados com sucesso no tratamento de gás natural.

Tratamento com soluções de aminas

Os processos de tratamento que utilizam soluções de aminas são largamente utilizados na remoção de CO2 e H2S do gás natural, principalmente por serem os processos de circulação continua de menor vazão circulante e por removerem facilmente o H2S até os níveis requeridos, operando com pressões de contato a partir de 686 kPa. A pressões menores, a pressão de equilíbrio é limitante da remoção que pode ser obtida.

A monoetanolamina (MEA) é a amina de uso generalizado, mas 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 formados produtos de degradação que obrigarão à frequência substituição da solução. No entanto, tanto a MEA quanto a DEA se degradam através de reações iniciadas pelo CO2 e influenciadas pela pressão, temperatura e concentração da solução.

O uso do MEA também não é recomendado quando o gás contém mercaptans, pois a mesma não é capaz de adsorve-los da corrente gasosa. As vantagens que podem ser atribuídas a MEA são sua maior reatividade e a facilidade de atingir a especificação de 20 ppm de H2S no gás tratado em comparação a DEA. Contudo a DEA tem a seu favor a menor quantidade de calor requerida para liberar os gases ácidos na etapa de regeneração devido ao fato de ser uma base quimicamente mais fraca do que a MEA.

A metildietanolamina (MDEA) é uma amina que vem sendo utilizada em substituição às anteriores com as seguintes vantagens, entre outras:

• Maior resistência à degradação;
• Menores problemas de corrosão;
• seletividade pelo H2S em presença de CO2.

Quando se emprega a monoetanolamina (MEA), a concentração da solução aquosa não deve ser superior a 20% em peso para não acentuar os problemas de corrosão inertes aos processos com aminas. Quando a dietanolamina (DEA) é usada, as concentrações usuais são de 25 a 30% em peso que, em termos molares, é equivalente a uma faixa de 15 a 20% para soluções de MEA. Se fossem utilizadas soluções de amina com concentrações maiores, as quantidades de gases ácidos absorvidos também seriam maiores, obrigando que todos os equipamentos que entram em contato com a solução rica tivessem uma metalurgia especial para resistir à corrosão da mesma.

Além da corrosão provocada pelos gases ácidos, as aminas se oxidam rapidamente e os produtos da oxidação são extremamente corrosivos ao aço carbono; elas são ainda instáveis a altas temperaturas e os produtos de decomposição também são corrosivos. devido a isso, algumas preocupações devem ser tomadas no projeto e operação das unidades, a saber:

• Evitar que as soluções entrem em contato com o ar atmosférico através da selagem dos tanques de solução e vasos pulmão;
• Evitar temperatura excessiva na regeneração, não devendo ultrapassar 126ºC;
• Projetar mecanicamente a unidade para suportar permanentemente uma solução corrosiva, isto é, prover sobre espessura de corrosão nos equipamentos mais sujeitos a sofrerem corrosão;
• Prever equipamentos para remoção dos compostos corrosivos, sendo o método mais econômico a instalação de um refervedor adicional.

A afinidade das aminas por gases ácidos é uma reação química reversível. As ligações são químicas são tão fracas que o processo se assemelha muito a uma adsorção física. de um modo geral, com o aumento da temperatura das reações reversíveis têm seu equilíbrio deslocado no sentido dos reagentes, enquanto que as baixas temperaturas o equilíbrio tende para o sentido dos produtos.

A reação química que governa a remoção do H2S pelas aminas, por exemplo, começa a reverter no sentido dos reagentes a temperatura as relativamente baixas, inclusive inferiores a da reação com CO2. Assim sendo, pra favorecer a remoção dos gases ácidos, ou seja, favorecer as reações no sentido dos produtos, evita-se temperaturas elevadas na torre absorvedora.

Por outro lado, pressões elevadas na absorvedora também favorecem a remoção de gases ácidos os quais, além de reagiram com a amina, são absorvidos fisicamente pela água, aumentando assim a quantidade destes componentes na solução de amina.

A concentração de gases ácidos na solução de amina é a principal variável de processo em uma unidade de MEA ou DEA, sendo definida como:

"loading" da solução = moles de gases ácidos/mol amina

A diferença entre os "loadings" ds soluções pobres e ricas é definida como "pickup" e corresponde à quantidade de gases ácidos absorvidos por mol da solução circulante. Com o valor do pickup, com a quantidade total de gases ácidos a serem removidos, a concentração e densidade da solução de amina determina-se a circulação, ou seja, a vazão de solução de amina que deverá circular pela unidade de modo a efetuar a remoção de gases ácidos desejadas.

Tratamento com Carbonato de Potássio a quente

Este processo se aplica, de um modo geral, ao tratamento de grandes volumes de gás natural contendo ácidos em um teor maior ou igual a 8%, desde que a pressão parcial dos mesmos seja no minimo 147 kPa. Este processo remove H2S e COS, porém só é eficiente na remoção de H2S na presença de quantidades apreciáveis de CO2. Na verdade, não é possível atingir economicamente, a especificação para transporte, 20 ppm, no que se refere ao teor de H2S, com o processo de carbonato à quente.

No entanto, é um processo de circulação continua que utiliza um produto químico muito barato. É ainda um processo que associa uma absorção à alta pressão e temperatura a uma regeneração à baixa pressão e alta temperatura. Pode-se dizer que é um processo isotérmico não requerendo trocadores de calor e economizando energia. O processo é todo a quente para evitar a precipitações do carbonato de potássio.

Da mesma foma que no processo com amina, corrosão, sólidos em suspensão e formação de espuma são problemas que podem ser contornados. A vazão de solução de carbonato é função da concentração que geralmente é de 20 a 30% em peso.

Os processos Catacarb e Benfield, por exemplo, utilizam aceleradores de reação para obter maiores taxas de reação entre os grandes ácidos e a solução de carbonato. Com isto, consegue-se menores equipamentos, menor consumo de energia e teores de gases ácidos no produto tratado.

Tratamento com sulfinol

Este processo patenteado pela Shell, é um processo de absorção química e fica para remoção de compostos de enxofre (H2S, COS, CS2 e mercaptans) e de CO2. O solvente utilizado, Sulfinol é uma mistura cuja composição em peso é a seguinte:

• DIPA (di-isopropil amina) - 40-50%;
• SULFOLANE (dióxido de tetrahidrotiofeno) 30-40%;
• Água - 15-20%. 

Os gases ácidos reagem quimicamente com a DIPA e são absorvidos fisicamente pelo SULFOLANE. O processo é regenerativo, porém a DIPA forma produtos de degradação não regeneráveis que devem ser removidos da solução quando sua concentração atinge cerca de 10% em peso. Tais compostos são decorrentes da reação do CO2 à temperatura elevada, como a que o solvente é exposto durante a regeneração, e da reação do HCN, ácido cianídrico, quando presente no gás. A remoção dos compostos de degradação é feita em um "reclaimer" que é basicamente uma torre dotada de um refervedor, o qual mantendo uma temperatura de fundo de 180ºC promove a vaporização do solvente que sobe em direção ao topo. Os produtos de degradação, menos voláteis, são descartados pelo fundo da torre. Quando a unidade não tem "reclaimer", parte da solução de sulfino deve ser trocada por uma nova.

Como o SULFOLANE é um solvente físico, a remoção dos gases ácidos é favorecida por altas pressões e baixa temperaturas na absorvedora. A temperatura ótima de operação para o solvente pobre (regenerado) é de cerca de 40ºC. Temperaturas inferiores a 40ºC implicam em aumento de viscosidade do solvente enquanto que, á temperaturas elevadas, o aumento da pressão de equilíbrio dos gases ácidos acima da solução de sulfinol pobre provoca aumento d concentração destes gases no produto tratado.

Na etapa de regeneração, a pressão deve ser baixa e a temperatura elevada, de 75 a 90ºC, de modo a extirpar os gases absorvidos que , no entanto, não são totalmente removidos da solução regenerada.

A grande vantagem deste processo reside no fato do serem a DIPA e o SULFOLANE ambos importados.

Tratamento com Ferro Esponja

O processo com ferro esponja é um dos mais antigos e mais simples processos de tratamento de gás. No entanto, sua aplicação é limitada, por motivos econômicos, para gases contendo menos de 350 ppm de HS2, podendo operar tanto a baixa quanto à alta pressão, embora seja mais eficiente a alta pressão. O ferro esponja é constituído por aparas de madeira impregnadas com oxido de ferro hidratado. A esponja deve esta úmida para ser relativa e se o gás a ser tratado estiver desidratado, deve ser ressaturado com água antes de entrar no leito de ferro esponja. Na pratica, a desidratação e posterior ao tratamento mas ainda assim é feita uma injeção de água no leito de modo a garantir que o óxido de ferro se mantenha na forma hidratada.

O processo se baseia na reação do óxido férrico com o HS2 com formações de sulfeto férrico. O fero esponja pode ser regenerado com ar numa reação onde o oxigênio reduz o sulfeto formado a enxofre elementar e recupera o óxido de ferro. Esta regeneração pode ser feita continuamente, através da injeção de pequena quantidade de ar na corrente gasosa, ou ciclicamente através do isolamento e despressurização do leito e circulação de gás a ar através do mesmo.


Bom, é isso ai! Chegamos ao fim de uma série de aulas.

Vamos a próxima? rs

Abraço a todos.




Fonte:

CO2 Supercrítico http://www.uscs.edu.br/simposio_congresso/congressoic/trabalhos.php?id=0137&area=Exatas - Aplicabilidades e Potencialidades dos Fluidos SupercríticosAutor: Diego Tresinari dos Santos; Lilia Masson; Maria Angela de Almeida Meireles; Silvio Silvério da Silva
Orientador: Profa. Dra. Lilia Masson, Profa. Dra Maria Angela de Almeida Meireles e Prof. Dr. Silvio Silvério da Silva

Instituição: Faculdade de Engenharia de Alimentos/UNICAMP-Campinas-SP-.

http://www.crq4.org.br/default.php?p=informativo_mat.php&id=1186 - Química Verde - Fluidos supercríticos são opções a solventes tradicionais

Livro 3 (Gás natural, refino e inglês offshore) Winners - Capacitação Profissional - Unidade 1 - Gás Natural. Págs. 39-45. 

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Geo aula - Gás natural (Aula 4)

Vamos a nossa penúltima aula dessa serie de aulas sobre gás natural?

Então vamos lá, mas se preparem, pois hoje a aula é longa e com muitas informações!

Gás Natural - Aula 4

Desidratação

Água no Gás Natural

Podemos considerar que qualquer gás natural produzido, associado ou não associado, está saturado com vapor de água, isto é, contém 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, presença de contaminantes ou gases ácidos, que tem a propriedade de elevar esse teor. Quanto menor a pressão e maior a temperatura, maior a capacidade do gás de reter água no estado vapor.

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 na perda de carga e redução de vazão do gás que poderia fluir pelas mesmas;

2º - Evitar a formação de meio acido corrosivo decorrente da presença de água livre em contato com gases ácidos que podem estar presente no gás;


3º - Evitar a formação de hidrato.


A especificação do gás desidratado, em uma certa pressão, pode ser dada em termos de teor de água, ponto de orvalho ou depressão do ponto de orvalho, sendo essas duas ultimas posições normalmente as mais adequadas e precisas em termos práticos.


Analisadores de Umidade no Gás Natural

A determinação da umidade existente no gás natural é 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 liquida em dutos. As unidades mais utilizadas para se expressar a umidade do gás natural são temperatura do ponto de orvalho (mais usual) e ppm(v). Existem vários tipos de medidores: Espelho Refrigerado (Óticos e Eletrolíticos), Capacitores de Óxido Metálico e Piezoelétricos. Vamos conhecer os mais utilizados: 1º Espelhos, 2º Capacitor de Óxido Metálico e 3º Piezoelétricos (Cristal de Quartzo).

Medidor tipo Espelho Refrigerado

É um aparelho de medida direta da umidade e seu principio esta 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 contem 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;

• Não pode ser usado para ponto de orvalho caso exista outro condensável no gás.

Desvantagens

• Limitado a temperatura de - 40ºC a 40ºC;

• Medidor não continuo, ciclos de 15 a 40 min.

Capacitor de Oxido Metálico (AL2O3)

É um medidor indireto e seu principio 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 de ouro e uma placa de alumínio (condutores) formando um capacitor. O vapor de água atravessa a camada de ouro entrando nos poros da camada de oxido, alterando a constante dielétrica mudando a capacitância (C0), variação em relação a calibração do sensor é relacionada como a umidade.


Vantagens

• Pode ser usado para baixas temperaturas de ponto de orvalho (-80ºC);

• Custo relativamente baixo;

• Não possuí boa acurácia.

Desvantagens

• Calibração a cada 6 meses, somente na fábrica;

• Incompatível com presença de mercúrio.

Medidor tipo Piezoelétrico

É um medidor indireto e seu principio está baseado na determinação da umidade pela variação frequência natural do cristal de quartzo. O sensor é formado por um cristal de quartzo coberto por uma película fina de um material higroscópico e dentro de uma pequena câmara. Quando o crista 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 frequência de oscilação do cristal. A umidade do gás é medida através da comparação da frequência do sensor "seco" e do "úmido".

Vantagens

• Alta sensibilidade, alguns modelos medem ppb de água no gás;

• custo elevado.

Desvantagens

• Medidor não contínuo.

Hidratos

São compostos formados pela combinação física entre moléculas de água liquida com outras moléculas pequenas de hidrocarbonetos e/ou contaminantes formando um sólido de aparência de gelo, mas com estrutura molecular diferentes. Estes compostos, de estrutura cristalina, crescem bloqueando linhas, válvulas e equipamentos, parcial e totalmente.

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 sublimação é a mudança do estado sólido para o estado gasoso, sem passar pelo estado líquido, que também pode ser chamada de ressublimação.

A composição do gás tem efeito fundamental na formação de hidratos. Metano, etano, gás carbônico e gás sulfídrico são, por excelência, os componentes formadores de hidrato 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 muito hidrocarbonetos pesados têm menor tendencia a formar hidratos enquanto que gases contendo alto teores de H2S e CO2 apresentam maior tendencia pois estes contaminantes são mais solúveis em água que a maioria dos hidrocarbonetos.

A temperatura de formação de hidratos a uma certa temperatura é função da composição do gás e existem métodos relativamente precisos de determinação desta temperatura.

Injeção de Inibidores de Hidratos

Embora a remoção da água do gás elimine o problema da formação de hidratos, em algumas circunstancias não é possível ou não é interessante proceder-se a desidratação. Para contornar esta situação é frequente a injeção de compostos que inibem a formação do hidrato.

Tais compostos, que tem a função de se combinar com 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 frequentes de injeção de inibidores são poços de produção, 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 metano, o 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, entanto, tem sua aplicação limitada a certas faixas de temperatura.

Desidratação por Absorção

Absorção = fixação de uma substancia, geralmente liquida ou gasosa, no interior da massa de outra substancia 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.

Desidratação por Adsorção

Adsorção = fixação de moléculas de uma substancia (o adsorvato) na superfície de outra substancia.


Entende-se por adsorção em que as 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 liquidas e que além de 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.



Um material para ser um bom adsorvente deve apresentar uma serie de características sendo as mais importantes as seguintes:

• Grande área superficial, entre 500 e 800 m2/grama;

• Afinidade pela água;

• Seletividade;

• Elevada resistência mecânica;

• Facilidade de reativação ou regeneração;

• Preservação das características com o tempo: Vida útil.

A elevada razão entre a área superficial e 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 praticantes insignificantes.

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, glicóis ou líquidos livres a corrente gasosa influenciam na vida útil do adsorvente que varia de 3 a 5 anos.


Os materiais que satisfazem os requisitos listados anteriormente e de uso frequente no tratamento do gás natural são:

• Sílica gel;

• Alumina ativada;

• Peneira molecular;

Sílica Gel


Sílica-gel ou gel de sílica é um material usado para absorver umidade. É um produto sintético, produzido pela reação de silicato de sódio e ácido sulfúrico. Assim que misturados, formam um hidrosol, que lentamente se contrai para formar uma estrutura sólida de Sílica Gel, chamada hidrogel. O gel sólido é quebrado e lavado para remover o subproduto da reação, o sulfato de sódio, e criar sua estrutura porosa.


Antes da descoberta do Glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado para especificar o teor de água do gás desidratado para transporte. Quando utilizada para desidratação ela pode obter valores de ponto de orvalho de até -60ºC.

A capacidade de adsorção de água da sílica-gel é de, no máximo, 30% do seu próprio peso, aproximadamente.

A Sílica gel é um composto essencialmente inerte não sendo afetada nem pelos gases ácidos por ventura presentes no Gás Natural. Contudo, tem tendencia adsorver hidrocarbonetos com consequente redução de sua capacidade de adsorver água. Após atingir a saturação, a sílica pode ser regenerada tanto coma corrente de gás úmido tanto com o gás desidratado, a temperaturas que variam entre 220 e 260ºC.

Alumina ativada

A alumina ativada é composta por óxido de alumínio hidratado Al2O3 (nH2O), e da mesma forma que a sílica gel, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos pesados do gás natural.

Contudo, este 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 a 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 meno 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.

Peneira molecular

Peneiras moleculares são alumínio-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, de estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro, sendo 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 Ângstrom. Existe também os zeólitos 3A e 5A, dependendo do tipo de metal, alcalino ou alcalino terroso, existe dentro da estrutura básica do aluminossilicato.

*Quando os íons de sódio são substituídos pelos de potássio, o aluminossilicato resultante é conhecido com zeólito 3A.  O íon potássio é maior que o íon sódio e consequentemente bloqueia os poros.  No zeólito 5A, os íons de sódio são substituídos pelos íons cálcio, pois, os poros de zeólito contendo sódio são maiores que os daquele contendo sódio.

Devido ao tamanho tão controlado dos poros, as peneiras moleculares não tem tendencia a adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença desses interfira na sua boa operação. É o adsorvente que requer a maior temperatura de regeneração, entre 260 a 316ºC.  Obtém-se com a peneira molecular teores de água no gás desidratado inferiores a 1 ppm e por isso, a aplicação tipica desse adsorvente é para gases que serão submetidos a processos criogênicos. Pode se obter valores de ponto de orvalho menores que -100ºC em alguns casos.

Como visto anteriormente o leito de adsorventes só pode adsorver uma quantidade finita de água, após o qual precisa ser regenerado. Assim, ara que se tenha um processo continuo 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 cerca de 60% do tempo de adsorção e os 40% restantes correspondem ao resfriamento.

Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção

Os sistemas de adsorção, comparados com o principal processo alternativo de desidratação que é a absorção com glicol, apresentam as seguintes vantagens:

• O gás tratado pode atingir pontos de orvalho muito mais baixos;
• O gás tratado não conterá líquidos, o que contribui para aumentar ou manter a eficiência dos gasodutos;
• Adequação as unidades criogênicas que requerem que o gás a ser processado esteja completamente isento de água de modo a evitar a formação de hidratos;

Por outro lado,os sistemas de adsorção tem seu uso limitado pelas desvantagens que apresentam em comparação com o sistema de glicol convencional:

• Para especificar o gás destinado a transporte o custo dos equipamentos é 2 a 4 vezes maior que um de absorção. Isso se deve ao fato de todos os equipamentos terem que ser projetados para a pressão de projeto do gasoduto, por muitas vezes elevadas. Num sistema de glicol só a absorvedora é projetada para esta pressão;
• O custo operacional do sistema de adsorção, também para especificar o gás para transporte é maior, pois, requer temperaturas de regeneração mais elevadas que o sistema de absorção;
• A perda de carga varia de 25 a 60 kPa enquanto que nos sistemas de adsorção a queda de pressão é de 35 kPa no máximo.

Do exposto, pode-se concluir que uma alternativa adequada pra desidratação do gás passa por uma análise técnico-econômica para que seja encontrada a melhor relação custo beneficio. Nos últimos anos a utilização da peneira moleculares vem aumentando em diversas áreas da industria (produção de álcool, separação de gases do ar, etc) devido a sua alta capacidade seletiva.  

Ufa! Essa deu canseira...

Enfim...

Por hoje é só meus amigos, até nossa última aula de Gás Natural!

Fonte:

Silica gel - http://pt.wikipedia.org/wiki/S%C3%ADlica-gel

Livro 3 (Gás natural, refino e inglês offshore) Winners - Capacitação Profissional - Unidade 1 - Gás Natural. Págs. 28-38. 

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