A Comparative Economical Analysis of Technologies for CO2 Removal from Offshore Natural Gas

Simulação De Módulos Industriais De Membranas Para Separação De Misturas Co2/Ch4

“…Além disso, ambientalmente é considerado um dos principais responsáveis pelo efeito estufa (Deng e Hagg, 2010;Nakao et al 2009;Kundu et al, 2013). Nos campos mais antigos, o gás natural apresenta teores de CO 2 em torno de 5% em volume, nível adequado para o tratamento em torres de absorção com aminas (usualmente monoetanolamina -MEA) (Baker e Lokhandwala, 2008;Gadelha et al, 2012), entretanto, nas jazidas na região denominada de Pré-Sal, os teores médios de CO 2 dos campos do Pré-Sal estão sendo encontrados na faixa de 8% a 45% em volume. Nestas condições, as vazões circulantes de solução de MEA ficariam muito grandes, obrigando a utilização de equipamentos de porte e peso incompatíveis com o ambiente offshore, além de um enorme gasto de energia para regeneração da amina (Baker e Lokhandwala, 2008).…”

“…Alternativamente, os processos de separação de gases por membranas vêm sendo bastante considerados para a remoção de CO 2 do gás natural no cenário do Pré-Sal (Deng e Hagg, 2010;Nakao et al 2009;Gadelha et al, 2012;Kundu et al, 2013). Trata-se de um processo bastante atrativo para uso offshore, dada a sua simplicidade de operação e manutenção (não possui partes móveis), robustez, baixo peso, baixa demanda de área de montagem e custos atrativos, especialmente em correntes de gás natural com elevado teor de CO 2 (Baker e Lokhandwala, 2008;Nakao et al 2009).…”

“…Recentemente a PNBV, subsidiária da Petrobras, contratou o fornecimento de sistemas de membranas a base de acetato de celuloce para processar gás natural offshore, deixando ainda em aberto, em um primeiro momento, apenas questões envolvendo a configuração das plantas que serão adotadas em suas plataformas do Pré-Sal. Alguns trabalhos da literatura têm explorado tais estratégias tanto neste cenário (Nakao et al 2009;Gadelha et al, 2012), quanto em outros, tal como no tratamento do biogás (Deng e Hagg, 2010;Kundu et al, 2013). Em particular, o trabalho de Gadelha et al (2012), indica que uma combinação da tecnologia de membranas combinadas com absorção com aminas apresenta-se como alternativa economicamente promissora para atender as especificações do Pré-Sal brasileiro.…”

“…Alguns trabalhos da literatura têm explorado tais estratégias tanto neste cenário (Nakao et al 2009;Gadelha et al, 2012), quanto em outros, tal como no tratamento do biogás (Deng e Hagg, 2010;Kundu et al, 2013). Em particular, o trabalho de Gadelha et al (2012), indica que uma combinação da tecnologia de membranas combinadas com absorção com aminas apresenta-se como alternativa economicamente promissora para atender as especificações do Pré-Sal brasileiro. Nestes trabalhos, questões envolvendo a utilização de reciclos e sistemas multiestágios na minimização de áreas de membrana (custo de capital), ciclos de compressão e perdas de metano (custo de operação) vem auxiliando na definição das estruturas mais promissoras.…”

Generation of Simulation Based Operational Database for an Acid Gas Removal Plant with Automatic Calculations

“…In the natural gas industry one of the widespread technologies for acidic gas removal is the amine absorption, as pointed out by Gadelha et al [6]. The amine gas treatment plants have two major blocks, one is the absorber in which the acidic gas removal is taking place and the other one is the amine regenerator unit that is a desorber.…”