Avaliação e modelagem da absorção de H2S do gás natural em coluna de leito estagnado /
O gás natural, embora seja composto basicamente de hidrocarbonetos leves, apresenta também em sua composição gases contaminantes como o CO2 (Dióxido de Carbono) e o H2S (Sulfeto de Hidrogênio). O H2S, que comumente ocorre nas atividades de exploração e produção de óleo e gás, danifica as tubulações...
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Gases - Tese. Gás natural - Tese. Absorção - Tese. Sulfeto - Hidrogênio - Tese. An absorption system modeling. Bed flat in inorganic reaction medium. |
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Gases - Tese. Gás natural - Tese. Absorção - Tese. Sulfeto - Hidrogênio - Tese. An absorption system modeling. Bed flat in inorganic reaction medium. Silva Filho, Luiz Ferreira da. Dantas Neto, Afonso Avelino. Barros Neto, Eduardo Lins de. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Avaliação e modelagem da absorção de H2S do gás natural em coluna de leito estagnado / |
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O gás natural, embora seja composto basicamente de hidrocarbonetos leves, apresenta também em sua composição gases contaminantes como o CO2 (Dióxido de Carbono) e o H2S (Sulfeto de Hidrogênio). O H2S, que comumente ocorre nas atividades de exploração e produção de óleo e gás, danifica as tubulações de transporte do petróleo e do próprio gás natural. Por isso, a eliminação do sulfeto de hidrogênio levará à significativa redução dos custos de operação e a uma melhor qualidade do óleo destinado às refinarias, resultando assim um benefício econômico, ambiental e social. Tudo isso demonstra a necessidade de desenvolvimento e aprimoramento de sequestrastes que removam o sulfeto de hidrogênio da industria de petróleo. Atualmente existem vários processos para o tratamento do gás natural, utilizados pela industria petrolífera para remoção H2S, no entanto, eles produzem derivados de aminas que danificam as torres de destilação, formando precipitados insolúveis que provocam entupimento dos dutos e originam resíduos de grande impacto ambiental. Por isso, a obtenção de um sistema estável em meio reacional inorgânico ou orgânico capaz de remover o sulfeto de hidrogênio sem formar subprodutos que afetem a qualidade e o custo de processamento, transporte e distribuição do gás natural e de grande importância. Para estudar, avaliar e modelar a transferência de massa e a cinética da remoção de sulfeto de hidrogênio (H2S) montou-se uma coluna de absorção contendo anéis de raschig, por onde o gás natural contaminado com H2S atravessa uma solução aquosa de compostos inorgânicos estagnada, sendo por esta absorvida. A essa coluna foi acoplado a um sistema de detecção de H2S com interface com o computador. Os dados e equações do modelo foram resolvidos pelo método de mínimos quadrados modificado de Lvemberg-Marquardt. Neste estudo além da água foram utilizadas as soluções de hidróxido de sódio, permanganato de potássio, sulfato de cobre, cloreto férrico, cloreto de zinco, cromato de potássio, sulfato de manganês, a baixas concentrações, na ordem de 10 ppm, com o objetivo e avaliar a interferência entre parâmetros físicos e químicos da absorção, ou mesmo buscar um melhor coeficiente de transferência de massa como e o caso dos reatores de mistura e colunas de absorção operando em contra corrente. Neste contexto a avaliação de remoção do H2S surge como um procedimento valioso para o tratamento do gás natural e destinado dos subprodutos do processo. Os estudos das curvas de absorção obtidos permitiram determinar a etapa controladora de transferência de massa dos processos envolvidos, os coeficientes volumétricos de transferência de massa e as concentrações de equilíbrio, assim como, efetuar um estudo cinético. Os resultados mostram que a cinética de remoção de H2S e maior para o NaOH, mas como o estudo foi realizado em baixas concentrações de reagentes pode-se verificar a efeito das reações secundarias nos outros reagentes, principalmente no caso do KMnO4, que mostra seu subproduto, MnO2, também atua na absorção de H2S. O CuSO4 e o FeCl3 também apresentaram boa eficiência de remoção.#$&Natural gas, although basically composed by light hydrocarbons, also presents contaminant gases in its composition, such as CO2 (carbon dioxide) and H2S (hydrogen sulfide). The H2S, which commonly occurs in oil and gas exploration and production activities, causes damages in oil and natural gas pipelines. Consequently, the removal of hydrogen sulfide gas will result in an important reduction in operating costs. Also, it is essential to consider the better quality of the oil to be processed in the refinery, thus resulting in benefits in economic, environmental and social areas. All this facts demonstrate the need for the development and improvement in hydrogen sulfide scavengers. Currently, the oil industry uses several processes for hydrogen sulfide removal from natural gas. However, these processes produce amine derivatives which can cause damage in distillation towers, can cause clogging of pipelines by formation of insoluble precipitates, and also produce residues with great environmental impact. Therefore, it is of great importance the obtaining of a stable system, in inorganic or organic reaction media, able to remove hydrogen sulfide without formation of by-products that can affect the quality and cost of natural gas processing, transport, and distribution steps. Seeking the study, evaluation and modeling of mass transfer and kinetics of hydrogen removal, in this study it was used an absorption column packed with Raschig rings, where the natural gas, with H2S as contaminant, passed through an aqueous solution of inorganic compounds as stagnant liquid, being this contaminant gas absorbed by the liquid phase. This absorption column was coupled with a H2S detection system, with interface with a computer. The data and the model equations were solved by the least squares method, modified by Levemberg-Marquardt. In this study, in addition to the water, it were used the following solutions: sodium hydroxide, potassium permanganate, ferric chloride, copper sulfate, zinc chloride, potassium chromate, and manganese sulfate, all at low concentrations (»10 ppm). These solutions were used looking for the evaluation of the interference between absorption physical and chemical parameters, or even to get a better mass transfer coefficient, as in mixing reactors and absorption columns operating in counterflow. In this context, the evaluation of H2S removal arises as a valuable procedure for the treatment of natural gas and destination of process by-products. The study of the obtained absorption curves makes possible to determine the mass transfer predominant stage in the involved processes, the mass transfer volumetric coefficients, and the equilibrium concentrations. It was also performed a kinetic study. The obtained results showed that the H2S removal kinetics is greater for NaOH. Considering that the study was performed at low concentrations of chemical reagents, it was possible to check the effect of secondary reactions in the other chemicals, especially in the case of KMnO4, which shows that your by-product, MnO2, acts in H2S absorption process. In addition, CuSO4 and FeCl3 also demonstrated to have good efficiency in H2S removal. |
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Silva Filho, Luiz Ferreira da. Dantas Neto, Afonso Avelino. Barros Neto, Eduardo Lins de. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. |
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Tudo isso demonstra a necessidade de desenvolvimento e aprimoramento de sequestrastes que removam o sulfeto de hidrogênio da industria de petróleo. Atualmente existem vários processos para o tratamento do gás natural, utilizados pela industria petrolífera para remoção H2S, no entanto, eles produzem derivados de aminas que danificam as torres de destilação, formando precipitados insolúveis que provocam entupimento dos dutos e originam resíduos de grande impacto ambiental. Por isso, a obtenção de um sistema estável em meio reacional inorgânico ou orgânico capaz de remover o sulfeto de hidrogênio sem formar subprodutos que afetem a qualidade e o custo de processamento, transporte e distribuição do gás natural e de grande importância. Para estudar, avaliar e modelar a transferência de massa e a cinética da remoção de sulfeto de hidrogênio (H2S) montou-se uma coluna de absorção contendo anéis de raschig, por onde o gás natural contaminado com H2S atravessa uma solução aquosa de compostos inorgânicos estagnada, sendo por esta absorvida. A essa coluna foi acoplado a um sistema de detecção de H2S com interface com o computador. Os dados e equações do modelo foram resolvidos pelo método de mínimos quadrados modificado de Lvemberg-Marquardt. Neste estudo além da água foram utilizadas as soluções de hidróxido de sódio, permanganato de potássio, sulfato de cobre, cloreto férrico, cloreto de zinco, cromato de potássio, sulfato de manganês, a baixas concentrações, na ordem de 10 ppm, com o objetivo e avaliar a interferência entre parâmetros físicos e químicos da absorção, ou mesmo buscar um melhor coeficiente de transferência de massa como e o caso dos reatores de mistura e colunas de absorção operando em contra corrente. Neste contexto a avaliação de remoção do H2S surge como um procedimento valioso para o tratamento do gás natural e destinado dos subprodutos do processo. Os estudos das curvas de absorção obtidos permitiram determinar a etapa controladora de transferência de massa dos processos envolvidos, os coeficientes volumétricos de transferência de massa e as concentrações de equilíbrio, assim como, efetuar um estudo cinético. Os resultados mostram que a cinética de remoção de H2S e maior para o NaOH, mas como o estudo foi realizado em baixas concentrações de reagentes pode-se verificar a efeito das reações secundarias nos outros reagentes, principalmente no caso do KMnO4, que mostra seu subproduto, MnO2, também atua na absorção de H2S. O CuSO4 e o FeCl3 também apresentaram boa eficiência de remoção.#$&Natural gas, although basically composed by light hydrocarbons, also presents contaminant gases in its composition, such as CO2 (carbon dioxide) and H2S (hydrogen sulfide). The H2S, which commonly occurs in oil and gas exploration and production activities, causes damages in oil and natural gas pipelines. Consequently, the removal of hydrogen sulfide gas will result in an important reduction in operating costs. Also, it is essential to consider the better quality of the oil to be processed in the refinery, thus resulting in benefits in economic, environmental and social areas. All this facts demonstrate the need for the development and improvement in hydrogen sulfide scavengers. Currently, the oil industry uses several processes for hydrogen sulfide removal from natural gas. However, these processes produce amine derivatives which can cause damage in distillation towers, can cause clogging of pipelines by formation of insoluble precipitates, and also produce residues with great environmental impact. Therefore, it is of great importance the obtaining of a stable system, in inorganic or organic reaction media, able to remove hydrogen sulfide without formation of by-products that can affect the quality and cost of natural gas processing, transport, and distribution steps. Seeking the study, evaluation and modeling of mass transfer and kinetics of hydrogen removal, in this study it was used an absorption column packed with Raschig rings, where the natural gas, with H2S as contaminant, passed through an aqueous solution of inorganic compounds as stagnant liquid, being this contaminant gas absorbed by the liquid phase. This absorption column was coupled with a H2S detection system, with interface with a computer. The data and the model equations were solved by the least squares method, modified by Levemberg-Marquardt. In this study, in addition to the water, it were used the following solutions: sodium hydroxide, potassium permanganate, ferric chloride, copper sulfate, zinc chloride, potassium chromate, and manganese sulfate, all at low concentrations (»10 ppm). These solutions were used looking for the evaluation of the interference between absorption physical and chemical parameters, or even to get a better mass transfer coefficient, as in mixing reactors and absorption columns operating in counterflow. In this context, the evaluation of H2S removal arises as a valuable procedure for the treatment of natural gas and destination of process by-products. The study of the obtained absorption curves makes possible to determine the mass transfer predominant stage in the involved processes, the mass transfer volumetric coefficients, and the equilibrium concentrations. It was also performed a kinetic study. The obtained results showed that the H2S removal kinetics is greater for NaOH. Considering that the study was performed at low concentrations of chemical reagents, it was possible to check the effect of secondary reactions in the other chemicals, especially in the case of KMnO4, which shows that your by-product, MnO2, acts in H2S absorption process. In addition, CuSO4 and FeCl3 also demonstrated to have good efficiency in H2S removal. 2 2022-10-06T08:53:38Z 2022-10-06T08:53:38Z 2013. Tese 622.324(043) S586a TESE 203035 https://repositorio.ufrn.br/jspui/bitstream/123456789/15926/1/LuizFSF_TESE.pdf https://repositorio.ufrn.br/jspui/bitstream/123456789/15926/1/LuizFSF_TESE.pdf |