Este trabalho tem por objetivo avaliar o desempenho econômico - custo operacional energético e custo de investimento - do processo de absorção químicaseguida de dessorção de dióxido de carbono (CO2),comparando-se os seguintes solventes da classe das aminas: monoetanolamina (MEA) e a mistura metildietanolamina/piperazina (MDEA/PZ), utilizando-se o simulador de processo Aspen Plus®. Para a avaliação da operação de absorção, recorreu-se primeiramente à implementação de um modelo matemático de absorção desenvolvido em planilha eletrônica,para comparar e validar o comportamento dos perfis de temperaturas resultantes das simulações com o Aspen Plus. Este modelo foi desenvolvido a partir dos parâmetros de transferência de massa e variáveis de processo pré especificadas. Tanto no modelo em planilha como no modelo do AspenPlus®, o dimensionamento das colunas de absorção e dessorção foram definidos a partir das variáveis de processo, considerando-se aspectos hidrodinâmicos e de transferência de massa. As simulações foram realizadas inicialmente em ciclo aberto, com as concentrações iniciais de aminas, e em seguida em ciclo fechado, com acorrente de fundo da coluna de dessorção reciclada para a alimentação da coluna de absorção, com coeficientes de carga praticamente iguais, emulando-se, assim o o ciclo fechado. Com base na literatura, estabeleceram-se as seguintes condições: a razão de 1:4 (em massa) entre a vazão de gás da mistura ar/CO2 e a vazão de solução de amina; faixas de pressões de operação de 1,0 bar(abs) a 1,3 bar(abs), na absorção, e 2,2 bar(abs.), na dessorção; eficiência de 94% de recuperação de CO2. Os dados apresentados, comparando-se MEA e a mistura MDEA/PZ revelaram uma redução no fator de consumo energético no refervedor na ordem de 15 % no sistema de dessorção empregando-se MDEA/PZ. Estimativas de custo operacionais e custo de investimento foram computados e também incluídos para a análise econômica. O crédito obtido pela diferença no custo operacional anual, entre as duas alternativas avaliadas, variou entre US$ 50.000,00/ano e US$ 140.000,00, em função da volatilidade do preço do insumo energético. / The aim of this work is to evaluate the economic performance - energy operational cost and investment cost - of the chemical absorption process using carbon dioxide desorption (CO2), comparing the following solvents of the amine class: monoethanolamine (MEA) and (MDEA / PZ), using the Aspen Plus® process simulator. For primary evaluation purpose of the absorption operation, a mathematical absorption model was developed in a spreadsheet, to compare and validate the behavior of the temperature profiles resulting from simulations with Aspen Plus. This model was developed from the pre-specified mass transfer parameters and process variables. Both in the spreadsheet model and in the AspenPlus® model, the dimensioning of the absorption and desorption columns were defined from the process variables, considering hydrodynamic and mass transfer aspects. The simulations were performed initially in the open cycle, with the initial concentrations of amines, and then in closed cycle, with the bottom stream of the desorption column recycled to feed the absorption column, with almost equal load coefficients, emulating the closed loop. Based on the literature, the following conditions were established: the ratio of 1: 4 (by mass) between the gas flow of the air / CO2 mixture and the flow rate of the amine solution; operating pressure ranges of 1.0 bar (abs) at 1.3 bar (abs) at absorption, and 2.2 bar (abs.) at desorption; efficiency of 94% CO2 recovery. The data presented, comparing MEA and the MDEA / PZ mixture revealed a reduction in the energy consumption factor in the order of 15% in what concerns the desorption system using MDEA / PZ. Estimates of operating costs and investment costs were computed for economic analysis. The credit obtained by the difference in the annual operating cost between the two alternatives ranged from US $ 50,000.00 / year to US $ 140,000.00, due to the volatility of the energy price.

Este trabalho tem por objetivo avaliar o desempenho econômico - custo operacional energético e custo de investimento - do processo de absorção químicaseguida de dessorção de dióxido de carbono (CO2),comparando-se os seguintes solventes da classe das aminas: monoetanolamina (MEA) e a mistura metildietanolamina/piperazina (MDEA/PZ), utilizando-se o simulador de processo Aspen Plus®. Para a avaliação da operação de absorção, recorreu-se primeiramente à implementação de um modelo matemático de absorção desenvolvido em planilha eletrônica,para comparar e validar o comportamento dos perfis de temperaturas resultantes das simulações com o Aspen Plus. Este modelo foi desenvolvido a partir dos parâmetros de transferência de massa e variáveis de processo pré especificadas. Tanto no modelo em planilha como no modelo do AspenPlus®, o dimensionamento das colunas de absorção e dessorção foram definidos a partir das variáveis de processo, considerando-se aspectos hidrodinâmicos e de transferência de massa. As simulações foram realizadas inicialmente em ciclo aberto, com as concentrações iniciais de aminas, e em seguida em ciclo fechado, com acorrente de fundo da coluna de dessorção reciclada para a alimentação da coluna de absorção, com coeficientes de carga praticamente iguais, emulando-se, assim o o ciclo fechado. Com base na literatura, estabeleceram-se as seguintes condições: a razão de 1:4 (em massa) entre a vazão de gás da mistura ar/CO2 e a vazão de solução de amina; faixas de pressões de operação de 1,0 bar(abs) a 1,3 bar(abs), na absorção, e 2,2 bar(abs.), na dessorção; eficiência de 94% de recuperação de CO2. Os dados apresentados, comparando-se MEA e a mistura MDEA/PZ revelaram uma redução no fator de consumo energético no refervedor na ordem de 15 % no sistema de dessorção empregando-se MDEA/PZ. Estimativas de custo operacionais e custo de investimento foram computados e também incluídos para a análise econômica. O crédito obtido pela diferença no custo operacional anual, entre as duas alternativas avaliadas, variou entre US$ 50.000,00/ano e US$ 140.000,00, em função da volatilidade do preço do insumo energético. / The aim of this work is to evaluate the economic performance - energy operational cost and investment cost - of the chemical absorption process using carbon dioxide desorption (CO2), comparing the following solvents of the amine class: monoethanolamine (MEA) and (MDEA / PZ), using the Aspen Plus® process simulator. For primary evaluation purpose of the absorption operation, a mathematical absorption model was developed in a spreadsheet, to compare and validate the behavior of the temperature profiles resulting from simulations with Aspen Plus. This model was developed from the pre-specified mass transfer parameters and process variables. Both in the spreadsheet model and in the AspenPlus® model, the dimensioning of the absorption and desorption columns were defined from the process variables, considering hydrodynamic and mass transfer aspects. The simulations were performed initially in the open cycle, with the initial concentrations of amines, and then in closed cycle, with the bottom stream of the desorption column recycled to feed the absorption column, with almost equal load coefficients, emulating the closed loop. Based on the literature, the following conditions were established: the ratio of 1: 4 (by mass) between the gas flow of the air / CO2 mixture and the flow rate of the amine solution; operating pressure ranges of 1.0 bar (abs) at 1.3 bar (abs) at absorption, and 2.2 bar (abs.) at desorption; efficiency of 94% CO2 recovery. The data presented, comparing MEA and the MDEA / PZ mixture revealed a reduction in the energy consumption factor in the order of 15% in what concerns the desorption system using MDEA / PZ. Estimates of operating costs and investment costs were computed for economic analysis. The credit obtained by the difference in the annual operating cost between the two alternatives ranged from US $ 50,000.00 / year to US $ 140,000.00, due to the volatility of the energy price.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JofranyaWAP_DISSERT.pdf: 2973696 bytes, checksum: 2de846649570e278d51d0d67ec195c5e (MD5) Previous issue date: 2014-03-06 / After the decline of production from natural energy of the reservoir, the methods of enhanced oil recovery, which methods result from the application of special processes such as chemical injection, miscible gases, thermal and others can be applied. The advanced recovery method with alternating - CO2 injection WAG uses the injection of water and gas, normally miscible that will come in contact with the stock oil. In Brazil with the discovery of pre-salt layer that gas gained prominence. The amount of CO2 present in the oil produced in the pre-salt layer, as well as some reservoirs is one of the challenges to be overcome in relation to sustainable production once this gas needs to be processed in some way. Many targets for CO2 are proposed by researchers to describe some alternatives to the use of CO2 gas produced such as enhanced recovery, storage depleted fields, salt caverns storage and marketing of CO2 even in plants. The largest oil discoveries in Brazil have recently been made by Petrobras in the pre -salt layer located between the states of Santa Catarina and Esp?rito Santo, where he met large volumes of light oil with a density of approximately 28 ? API, low acidity and low sulfur content. This oil that has a large amount of dissolved CO2 and thus a pioneering solution for the fate of this gas comes with an advanced recovery. The objective of this research is to analyze which parameters had the greatest influence on the enhanced recovery process. The simulations were performed using the "GEM" module of the Computer Modelling Group, with the aim of studying the advanced recovery method in question. For this work, semi - synthetic models were used with reservoir and fluid data that can be extrapolated to practical situations in the Brazilian Northeast. The results showed the influence of the alternating injection of water and gas on the recovery factor and flow rate of oil production process, when compared to primary recovery and continuous water injection or continuous gas injection / O m?todo de recupera??o avan?ada com inje??o alternada WAG-CO2 utiliza da inje??o de ?gua e g?s, g?s esse normalmente misc?vel que vai entrar em contato com o banco de ?leo. No Brasil com a descoberta da camada pr?-sal esse g?s ganhou destaque. A quantidade de CO2 presente no ?leo produzido na camada pr?-sal, assim como acontece em alguns reservat?rios ? um dos desafios a serem vencidos com rela??o ? produ??o sustent?vel uma vez que esse g?s precisa ser processado de alguma maneira. Muitos os destinos para o CO2 s?o propostos por estudiosos, que descrevem algumas alternativas para uso do g?s CO2 produzido, tais como, recupera??o avan?ada, armazenamento em campos depletados, armazenamento em cavernas de sal e ainda comercializa??o do CO2 em plantas. As maiores descobertas de petr?leo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pr?-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Esp?rito Santo, onde se encontrou grandes volumes de ?leo leve com uma densidade em torno de 28? API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. ?leo esse que possui uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim uma solu??o pioneira para o destino desse g?s vem sendo a recupera??o avan?ada. O objetivo dessa pesquisa ? analisar quais os par?metros que tiveram maior influ?ncia no processo de recupera??o avan?ada. As simula??es foram realizadas utilizando o m?dulo GEM da Computer Modelling Group, com o objetivo de realizar estudos do m?todo de recupera??o avan?ada em quest?o. Para a realiza??o deste trabalho, modelos semi-sint?ticos foram utilizados com dados de reservat?rio e fluidos que podem ser extrapolados para situa??es pr?ticas do Nordeste brasileiro. Os resultados mostraram a influ?ncia do processo de inje??o alternada de ?gua e g?s sobre o fator de recupera??o e vaz?o de produ??o de ?leo, quando comparados ? recupera??o prim?ria e inje??o cont?nua de ?gua ou inje??o cont?nua de g?s