Tratamento de gás amina - Amine gas treating

O tratamento de amina gasosa , também conhecido como depuração de amina , adoçante de gás e remoção de gás ácido , refere-se a um grupo de processos que usam soluções aquosas de várias alquilaminas (comumente referidas simplesmente como aminas ) para remover sulfeto de hidrogênio (H 2 S) e dióxido de carbono (CO 2 ) dos gases. É um processo unitário comum usado em refinarias , e também é usado em plantas petroquímicas , plantas de processamento de gás natural e outras indústrias.

Os processos em refinarias de petróleo ou fábricas de processamento químico que removem o sulfeto de hidrogênio são chamados de processos "adoçantes" porque o odor dos produtos processados ​​é melhorado pela ausência de sulfeto de hidrogênio. Uma alternativa ao uso de aminas envolve a tecnologia de membrana . No entanto, a separação por membrana é menos atraente devido aos custos operacionais e de capital relativamente altos, bem como a outros fatores técnicos.

Muitas aminas diferentes são usadas no tratamento de gás:

As aminas mais comumente usadas em plantas industriais são as alcanolaminas DEA, MEA e MDEA. Essas aminas também são usadas em muitas refinarias de petróleo para remover gases ácidos de hidrocarbonetos líquidos, como gás de petróleo liquefeito (GLP).

Descrição de um tratador de amina típico

Gases contendo H
2S ou ambos H
2S e CO
2são comumente referidos como gases ácidos ou gases ácidos nas indústrias de processamento de hidrocarbonetos .

A química envolvida no tratamento de amina de tais gases varia um pouco com a amina particular sendo usada. Para uma das aminas mais comuns, a monoetanolamina (MEA) denotada como RNH 2 , a reação ácido-base envolvendo a protonação do par de elétrons da amina para formar um grupo de amônio carregado positivamente (RNH+
3) pode ser expresso como:

RNH 2 + H
2S ⇌ RNH+
3+ HS -
RNH 2 + H
2CO
3 ⇌ RNH+
3+ HCO-
3

As espécies dissociadas e ionizadas resultantes sendo mais solúveis em solução são capturadas, ou esfregadas, pela solução de amina e facilmente removidas da fase gasosa. Na saída do purificador de amina, o gás adoçado é, portanto, esgotado em H
2S e CO
2.

Um processo típico de tratamento de gás de amina (o processo Girbotol , conforme mostrado no diagrama de fluxo abaixo) inclui uma unidade absorvente e uma unidade regeneradora, bem como equipamentos acessórios. No absorvedor, a solução de amina que flui absorve H
2S e CO
2do gás ácido ascendente para produzir uma corrente de gás adoçada (isto é, um gás livre de sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono) como um produto e uma solução de amina rica nos gases ácidos absorvidos. A amina "rica" ​​resultante é então encaminhada para o regenerador (um removedor com um reboiler ) para produzir amina regenerada ou "pobre" que é reciclada para reutilização no absorvedor. O gás de cabeça extraído do regenerador é concentrado H
2S e CO
2.

Diagrama de fluxo de processo de um processo de tratamento de amina típico usado em refinarias de petróleo, plantas de processamento de gás natural e outras instalações industriais.

Processos alternativos

As configurações alternativas do stripper incluem matriz, troca interna, alimentação intermitente e multipressão com alimentação dividida. Muitas dessas configurações oferecem mais eficiência energética para solventes ou condições operacionais específicas. A operação a vácuo favorece solventes com baixo calor de absorção, enquanto a operação em pressão normal favorece solventes com alto calor de absorção. Solventes com alto calor de absorção requerem menos energia para se libertar da oscilação de temperatura em capacidade fixa. O stripper da matriz recupera 40% do CO
2a uma pressão mais alta e não tem ineficiências associadas ao removedor de múltiplas pressões. Energia e custos são reduzidos, uma vez que o ciclo de trabalho do reboiler é ligeiramente menor do que o removedor de pressão normal. Um stripper de troca interna tem uma proporção menor de vapor de água para CO
2no fluxo aéreo e, portanto, menos vapor é necessário. A configuração de múltiplas pressões com alimentação dividida reduz o fluxo para a seção inferior, o que também reduz o trabalho equivalente. A alimentação intermitente requer menos entrada de calor porque usa o calor latente do vapor de água para ajudar a retirar parte do CO
2no fluxo rico entrando no stripper na parte inferior da coluna. A configuração de múltiplas pressões é mais atrativa para solventes com maiores calores de absorção.

Aminas

A concentração de amina na solução aquosa absorvente é um parâmetro importante no projeto e operação de um processo de tratamento de gás de amina. Dependendo de qual das quatro aminas a seguir a unidade foi projetada para usar e quais gases ela foi projetada para remover, estas são algumas concentrações de amina típicas, expressas como porcentagem em peso de amina pura na solução aquosa:

  • Monoetanolamina: Cerca de 20% para remover H 2 S e CO 2 , e cerca de 32% para remover apenas CO 2 .
  • Dietanolamina: cerca de 20 a 25% para a remoção de H 2 S e CO 2
  • Metildietanolamina: Cerca de 30 a 55% para a remoção de H 2 S e CO 2
  • Diglicolamina: Cerca de 50% para a remoção de H 2 S e CO 2

A escolha da concentração de amina na solução aquosa circulante depende de uma série de fatores e pode ser bastante arbitrária. Geralmente é feito simplesmente com base na experiência. Os fatores envolvidos incluem se a unidade de amina está tratando gás natural bruto ou gases subprodutos de refinaria de petróleo que contêm concentrações relativamente baixas de H 2 S e CO 2 ou se a unidade está tratando gases com uma alta porcentagem de CO 2 , como o gás residual do processo de reforma a vapor usado na produção de amônia ou gases de combustão de usinas de energia .

Tanto o H 2 S quanto o CO 2 são gases ácidos e, portanto, corrosivos para o aço carbono . No entanto, em uma unidade de tratamento de amina, o CO 2 é o ácido mais forte dos dois. O H 2 S forma uma película de sulfeto de ferro na superfície do aço que atua protegendo o aço. No tratamento de gases com alto percentual de CO 2 , costuma-se usar inibidores de corrosão, o que permite o uso de concentrações maiores de amina na solução circulante.

Outro fator envolvido na escolha de uma concentração de amina é a solubilidade relativa de H 2 S e CO 2 na amina selecionada. A escolha do tipo de amina afetará a taxa de circulação necessária da solução de amina, o consumo de energia para a regeneração e a capacidade de remover seletivamente H 2 S sozinho ou CO 2 sozinho, se desejado. Para obter mais informações sobre como selecionar a concentração de amina, o leitor pode consultar o livro de Kohl e Nielsen.

MEA e DEA

MEA e DEA são aminas primárias e secundárias. Eles são muito reativos e podem efetivamente remover um grande volume de gás devido a uma alta taxa de reação. No entanto, devido à estequiometria, a capacidade de carga é limitada a 0,5 mol CO 2 por mole de amina. MEA e DEA também requerem uma grande quantidade de energia para retirar o CO 2 durante a regeneração, que pode ser até 70% dos custos operacionais totais. Eles também são mais corrosivos e quimicamente instáveis ​​em comparação com outras aminas.

Usos

Nas refinarias de petróleo, esse gás purificado é principalmente H 2 S, grande parte do qual geralmente vem de um processo de remoção de enxofre denominado hidrodessulfurização . Este H 2 S-corrente rica em gás arrastado é então normalmente encaminhado para um processo de Claus para convertê-lo em elementar enxofre . Na verdade, a grande maioria das 64 milhões de toneladas métricas de enxofre produzidas em todo o mundo em 2005 foi subproduto de enxofre de refinarias e outras fábricas de processamento de hidrocarbonetos. Outro processo de remoção de enxofre é o Processo WSA, que recupera o enxofre em qualquer forma como ácido sulfúrico concentrado. Em algumas plantas, mais de uma unidade absorvente de amina pode compartilhar uma unidade regeneradora comum. A ênfase atual na remoção de CO 2 dos gases de combustão emitidos por usinas de combustível fóssil gerou muito interesse no uso de aminas para a remoção de CO 2 (ver também: captura e armazenamento de carbono e usina convencional a carvão ).

No caso específico da síntese industrial de amônia , para o processo de reforma a vapor de hidrocarbonetos para produção de hidrogênio gasoso , o tratamento com amina é um dos processos comumente utilizados para a remoção do excesso de dióxido de carbono na purificação final do hidrogênio gasoso.

Na produção de biogás , às vezes é necessário remover o dióxido de carbono do biogás para torná-lo comparável ao gás natural. A remoção do às vezes alto teor de sulfeto de hidrogênio é necessária para evitar a corrosão das partes metálicas após a queima do biogás.

Captura e armazenamento de carbono

As aminas são usadas para remover CO 2 em várias áreas, desde a produção de gás natural até a indústria de alimentos e bebidas, há mais de sessenta anos.

Existem várias classificações de aminas, cada uma das quais com diferentes características relevantes para a captura de CO 2 . Por exemplo, a monoetanolamina (MEA) reage fortemente com gases ácidos como o CO 2 e tem um tempo de reação rápido e uma capacidade de remover altas porcentagens de CO 2 , mesmo em baixas concentrações de CO 2 . Normalmente, a monoetanolamina (MEA) pode capturar 85% a 90% do CO 2 do gás de combustão de uma usina a carvão, que é um dos solventes mais eficazes para capturar CO 2 .

Os desafios da captura de carbono usando amina incluem:

  • O gás de baixa pressão aumenta a dificuldade de transferência de CO 2 do gás para a amina
  • O conteúdo de oxigênio do gás pode causar degradação da amina e formação de ácido
  • Degradação de CO 2 de aminas primárias (e secundárias)
  • Alto consumo de energia
  • Instalações muito grandes
  • Encontrar um local adequado (recuperação aprimorada de petróleo, aquíferos salinos profundos, rochas basálticas ...) para descartar o CO 2 removido

A pressão parcial é a força motriz para transferir CO 2 para a fase líquida. Sob a baixa pressão, essa transferência é difícil de conseguir sem aumentar a taxa de aquecimento do reboiler, o que resultará em um custo mais alto.

As aminas primárias e secundárias, por exemplo, MEA e DEA, irão reagir com o CO 2 e formar produtos de degradação. O O 2 do gás de entrada também causa degradação. A amina degradada não é mais capaz de capturar CO 2 , o que diminui a eficiência geral de captura de carbono.

Atualmente, várias misturas de aminas estão sendo sintetizadas e testadas para atingir um conjunto mais desejável de propriedades gerais para uso em sistemas de captura de CO 2 . Um dos principais focos é reduzir a energia necessária para a regeneração do solvente, o que tem um grande impacto nos custos do processo. No entanto, há compensações a serem consideradas. Por exemplo, a energia necessária para a regeneração está normalmente relacionada às forças motrizes para atingir altas capacidades de captura. Assim, reduzir a energia de regeneração pode diminuir a força motriz e, assim, aumentar a quantidade de solvente e o tamanho do absorvedor necessário para capturar uma determinada quantidade de CO 2 , aumentando assim o custo de capital.

Veja também

Referências

links externos