Orientadores: Maria Regina Wolf Maciel, Rubens Maciel Filho

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Química

Resumo: No processo de produção do gás natural é necessário realizar processos de separação que tem por finalidade remover impurezas que o compõe na sua forma bruta. Entre os contaminantes está o dióxido de carbono. Os processos de separação empregados para remoção desse gás ácido são chamados de...

Resumo: No processo de produção do gás natural é necessário realizar processos de separação que tem por finalidade remover impurezas que o compõe na sua forma bruta. Entre os contaminantes está o dióxido de carbono. Os processos de separação empregados para remoção desse gás ácido são chamados de processos de adoçamento do gás. Em geral, o processo de adoçamento mais usual na indústria petrolífera é o processo de separação por meio de absorção química. Uma limitação importante da absorção química é que este processo é indicado apenas para processamento de gases com baixo teor de CO2. Em casos onde a composição de dióxido de carbono no gás natural bruto é alta, é indicado o uso de solventes físicos ou membranas sintéticas. Com a descoberta do pré-sal brasileiro, a produção de gás natural no Brasil tem crescido significativamente. Junto a esta descoberta vieram também os desafios para sua exploração. Entre eles destaca-se o alto teor de dióxido de carbono na composição do gás natural, alçando valores superiores a 70% da composição molar. Atualmente, para o adoçamento do gás advindo da exploração de águas profundas é empregado o processo de separação por membranas. A separação por absorção física poderia ser aplicada para esta finalidade se não fosse a sua limitação quanto ao tamanho das colunas de absorção. O espaço em plataformas marítimas é limitado e o tamanho reduzido do equipamento é necessário. No entanto, a tecnologia Higee (High Gravity) pode ser empregada para mitigar essa limitação do processo de absorção física. Uma das principais vantagens dessa tecnologia é o tamanho reduzido do equipamento, uma consequência da intensificação do fenômeno de transferência de massa devido à substituição da atuação do campo gravitacional por um campo centrífugo cerca de mil vezes mais intenso que o primeiro. Essa dissertação teve então por objetivo avaliar o uso dessa tecnologia associada à absorção física para captura de dióxido de carbono no gás natural com alto teor de CO2 em sua composição bruta. Foram realizadas simulações do processo em questão no simulador comercial Aspen Plus® com adoção de três solventes físicos diferentes: Dimetil Éter de Polietileno Glicol (DEPG); Carbonato de Propileno (PC); e N-Metil-2-Pirrolidona (NMP). Para isso, foi necessário implementar no simulador sub-rotinas para os cálculos de transferência de massa de uma RPB para os sistemas em questão e realizar um estudo termodinâmico a fim de averiguar quais modelos termodinâmicos poderiam ser adotados nas simulações de cada sistema solvente/gás. Foram feitas, ainda, análises de sensibilidade que permitiram verificar o comportamento de cada sistema com relação a variações da temperatura e pressão do processo. Os resultados mostraram que a escolha do modelo termodinâmico não é trivial. O modelo termodinâmico a ser adotado para modelagem do processo dependerá do solvente a ser utilizado na absorção física como também das condições de operação adotadas. Verificou-se também que o solvente DEPG teve destaque entre os demais solventes por necessitar de menos volume para adoçar a corrente hipotética de gás natural até um teor de dióxido de carbono aceitável pelas normas regulamentadoras. Com as análises de sensibilidade constatou-se que os comportamentos dos sistemas avaliados seguem as tendências esperadas na literatura, o que afirma a adaptação realizada no simulador como metodologia para simular uma coluna da tecnologia Higee

Abstract: In the production of natural gas it is necessary to carry out separation processes whose purpose is to remove impurities that compose the natural gas in its crude form. Carbon dioxide is one of these contaminants, and the separation processes employed to remove this acid gas are called gas...

Abstract: In the production of natural gas it is necessary to carry out separation processes whose purpose is to remove impurities that compose the natural gas in its crude form. Carbon dioxide is one of these contaminants, and the separation processes employed to remove this acid gas are called gas sweetening processes. Generally, chemical absorption is the most usual sweetening process in the oil industry. An important limitation of chemical absorption is that this process is only indicated for the processing of gases with low CO2 content. In cases where the composition of carbon dioxide in crude natural gas is high, the use of physical solvents or synthetics membranes is indicated. With the discovery of the Brazilian pre-salt, the production of natural gas in Brazil has grown significantly. Alongside this discovery came the challenges for its exploitation. Among the challenges is the high carbon dioxide content in the composition of natural gas, reaching values higher than 70% of the molar fraction. Currently, for the sweetening of the gas coming from deep water exploration, the process of membrane separation is used. The separation by physical absorption could be applied for this purpose, but the sizes of the absorption columns limit its applicability. Space on offshore platforms is limited and small size of equipment is required. However, Higee (High Gravity) technology can be employed to mitigate this limitation of the physical absorption process. One of the main advantages of this technology is the reduced size of the equipment, a consequence of the intensification of the mass transfer phenomenon due to the substitution of the action of the gravitational field by a centrifugal field about a thousand times more intense than the first one. The objective of this project was to evaluate the use of this technology associated with physical absorption to capture carbon dioxide. Simulations were performed in the Aspen Plus® commercial simulator of the process in question with the adoption of three different physical solvents: Dimethyl Ether of Polyethylene Glycol (DEPG), N-Methyl-2-pyrrolidone (NMP), and Propylene Carbonate (PC). For this, it was necessary to implement subroutines in the simulator for mass transfer calculations of a RPB for the systems in question and to perform a thermodynamic study in order to determine which thermodynamic models could be adopted in the simulations of each solvent/gas system. Sensitivity analyzes were performed to verify the behavior of each system in relation to temperature and process pressure variation. The results showed that the choice of the thermodynamic model is not trivial. The thermodynamic model to be adopted for modeling the process will depend on the solvent to be used in the physical absorption as well as on the operating conditions adopted. It was also found that solvent DEPG was highlighted among the other solvents because it requires less volume to sweeten the hypothetical current of natural gas up to an acceptable carbon dioxide content by regulatory standards. With the sensitivity analyzes it was verified that the behaviors of the evaluated systems follow the expected trends in the literature, which affirms the adaptation carried out in the simulator as a methodology to simulate a column of the Higee technology

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