# Tratamento de gás com aminas

Tratamento de gás com aminas, também conhecido como remoção de gás ácido e adoçamento de gás, 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$_2$) de gases. É um processo unitário comum usado em refinarias, e é também usado em plantas petroquímicas, plantas de processamento de gás natural e outras indústrias.
Processos em refinarias de petróleo ou plantas de processamento químico que removem sulfeto de hidrogênio e/ou mercaptanas são comumente referidos como processos de adoçar porque resultam em produtos que não tem o caráter ácido, odores desagradáveis e sulfeto de hidrogênio.
Existem muitas diferentes aminas usadas no tratamento de gá:
* Monoetanolamina (MEA)
* Dietanolamina (DEA)
* Metildietanolamina (MDEA)
* Di-isopropilamina (DIPA)
* Aminoetoxietanol (diglicolamina) (DGA)
As mais comumente usadas aminas nas plantas industriais são as alcanolaminas MEA, DEA e MDEA.
Aminas são também usadas em muitas refinarias de petróleo para remover "gases azedos" (em inglês sour gases) de hidrocarbonetos líquidos tais como gás liquefeito de petróleo (GLP).

## Descrição de um típico tratador por amina

Gases contendo H$_2$S ou tanto H$_2$S e CO$_2$ são comumente referidos como "gases azedos" ou "gases ácidos" nas indústrias de processamento de hidrocarbonetos.
A química envolvida no tratamento por aminas de tais gases varia um tanto com a amina em particular sendo usada. Para uma das aminas mais comuns, monoetanolamina (MEA) notada como $RNH_{2}$, a química pode ser simplesmente expressa como:
    $RNH_{2}+H_{2}S\iff RNH_{3}HS$
Um típico processo de tratamento de gás por amina (como mostrado no diagrama de fluxo abaixo) inclui uma unidade absorvedora e um uma unidade regeneradora assim como equipamento acessório. Na absorvedora, o fluxo descendente de solução amina absorve H$_2$S e CO$_2$ do fluxo ascendente de gás ácido para produzir uma corrente de gás "adoçado" (i.e., um gás livre de H$_2$S) como um produto e uma solução de amina rica em gases ácidos absorvidos. A amina "rica" resultante é então dirigida para o regenerador (um removedor com um refervedor) para produzir amina regenerada ou "magra" que é reciclada para reutilização no absorvedor. O gás de topo retirado do regenerador é H$_2$S e CO$_2$ concentrado. Em refinarias de petróleo, este gás removido é principalmente H$_2$S, muito do qual muitas vezes vem de um processo de remoção de enxofre chamado hidrodessulfurização. Esta corrente de gás removida rica em H$_2$S é então usualmente direcionada para um processo Claus para converter-se em enxofre elementar. De fato, a vasta maioria das 64 milhões de toneladas métricas de enxofre produzidas mundialmente em 2005 foi enxofre subproduto de refinarias e outras plantas de processamento de hidrocarbonetos. Outro processo de remoção de enxofre é o processo WSA, o qual remove o enxofre em qualquer forma como ácido sulfúrico concentrado. Em algumas plantas, mais de uma unidade absorsor de amina pode dividir uma unidade regenerador comum.

### Concentração das soluções

A concentração de amina da solução aquosa absorvente é um parâmetro importante no projeto e operação de um processo de tratamento de gás com aminas. Dependendo de qual das seguintes quatro aminas a unidade foi projetada para usar e que gases ela foi projetada para remover, estes são algumas das concentrações típicas de amina, expressas como porcentagem em peso de amina pura na solução aquosa:
   * Monoetanolamina: Aproximadamente 20 % para remover H$_2$S e CO$_2$, e aproximadamente 32 % para remover somente CO$_2$.
   * Dietanolamina: Aproximadamente 20 a 25 % para remover H$_2$S e CO$_2$
   * Metildietanolamina: Aproximadamente 30 a 55% % para remover H$_2$S e CO$_2$
   * Diglicolamina: Aproximadamente 50 % para remover H$_2$S e CO$_2$
A escolha da concentração de amina na solução aquosa de circulação depende de uma série de fatores e pode ser bastante arbitrária. Geralmente é feita simplesmente com base na experiência. Dos fatores envolvidos, se a unidade de amina está tratando gás natural bruto ou refino de petróleo os gases subprodutos que contêm concentrações relativamente baixas tanto de H$_2$S e CO$_2$ ou se a unidade está tratando gases com uma percentagem muito elevada de CO$_2$ como em gás de combustão do processo de reforma a vapor utilizado em produção de amônia ou os gases de combustão de termoelétricas. Tanto H$_2$S quanto CO$_2$ são gases ácidos e consequentemente corrosivos ao aço carbono. Entretanto, em uma unidade de tratamento com aminas, CO$_2$ é o ácido mais forte dos dois. H$_2$S forma um filme de sulfeto de ferro sobre a superfície do aço que atua protegendo o aço. Quando trata-se gases com uma porcentagem muito alta de CO$_2$, inibidores de corrosão são frequentemente usados e estes permitem o uso de concentrações de amina mais altas na solução circulante. Outro fator envolvido na escolha da concentração de amina é a solubilidade relativa de H$_2$S e CO$_2$ na amina selecionada. Para mais informação sobre a seleção da concentração de amina, é recomendável a leitura da obra de Kohl e Nielsen's book.