BR112014028972B1

BR112014028972B1 - processo de purificação de misturas gasosas contendo gases ácidos

Info

Publication number: BR112014028972B1
Application number: BR112014028972-7A
Authority: BR
Inventors: Weiss Claire; Cadours Renaud; Zhao Jing; Shah Virenkumar
Original assignee: Total S.A
Priority date: 2012-05-25
Filing date: 2013-05-23
Publication date: 2020-12-29
Also published as: CA2874362C; FR2990878B1; CA2874362A1; US10071339B2; FR2990878A1; MY180805A; BR112014028972A2; EA027606B1; CN104334252A; EA201491942A1; US20150139877A1; NO20141524A1; WO2013174907A1

Abstract

PROCESSO DE PURIFICAÇÃO DE MISTURAS GASOSAS CONTENDO GASES ÁCIDOS. Processo para a purificação de uma mistura gasosa contendo gases ácidos, tais como um gás natural, compreendendo uma etapa de contato da referida mistura gasosa com uma solução absorvente compreendendo, de preferência constituída por: - de 35% a 45%, em peso, de pelo menos uma amina terciária, em relação ao peso total da solução absorvente; - de 4% a 12%, em peso, de pelo menos um ativador, em relação ao peso total da solução absorvente, selecionado a partir das aminas primárias e das aminas secundárias; sendo o teor total de amina terciária e ativador de 38 a 50%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente, e sendo a concentração total de arnina terciária e ativador compreendida entre 3,8 e 4,2 mol / L; - de 17% a 25%, em peso, de pelo menos um tioalcanol C2 a C4, em relação ao peso total da solução absorvente; - e sendo o restante, água, para atingir 100%, em peso. Solução absorvente para a execução do referido processo.

Description

CAMPO TÉCNICO

001 A presente invenção refere-se a um processo de purificação de misturas gasosas.

002 Além disso, a presente invenção aplica-se ao tratamento de misturas de hidrocarbonetos líquidos que contêm compostos ácidos e outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas e COS.

003 A presente invenção diz ainda respeito a uma solução absorvente para a execução do presente processo.

004 A invenção, em particular, encontra a sua aplicação na indústria de petróleo e gás.

005 A invenção aplica-se, em especial, para a remoção de gases ácidos de gases naturais. Na verdade, gases naturais ácidos representam cerca de 40% das reservas restantes de gás do mundo e as especificações relativas ao teor de enxofre desses gases são cada vez mais graves.

ESTADO DA TÉCNICA*

006 A purificação de misturas gasosas, e, em particular, de misturas de hidrocarbonetos gasosos, como o gás natural, que é composto principalmente de metano ou de gás de síntese, a fim de remover contaminantes e impurezas deles, é uma operação comum na indústria.

007 Estas impurezas e contaminantes são, em particular, os “gases ácidos” tais como, por exemplo, dióxido de carbono (CO2) e sulfeto de hidrogênio (H2S); compostos contendo enxofre diferentes de sulfeto de hidrogênio (H2S), tais como, por exemplo, sulfeto de carbonila (COS) e as mercaptanas (R-SH, onde R é um grupo alquila); água e alguns hidrocarbonetos.

008 O dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio podem representar uma grande proporção da mistura gasosa de um depósito de gás natural, tipicamente, de 3% a 70%, em volume, enquanto que o COS está presente em quantidades muito menores, normalmente variando de 1 a 100 ppm, em volume, e as mercaptanas estão presentes com um teor geralmente inferior a 1000 ppm, em volume, por exemplo, com um teor compreendido entre 5 ppm, em volume, e 500 ppm, em volume.

009 Os contaminantes que têm de ser removidos também incluem as mercaptanas. A quantidade total de mercaptanas de uma mistura gasosa proveniente de um local de produção de gás natural pode representar várias centenas de ppm, em volume. As duas principais mercaptanas envolvidas são metilmercaptana e etilmercaptana, mas outras mercaptanas, e, em particular, as moléculas do tipo C3SH a CeSH podem estar presentes, geralmente em concentração mais baixa.

0010 O gás natural obtido a partir de um depósito sofre, assim, vários tratamentos a fim de cumprir com as especificações que são, em particular, ditadas por imperativos comerciais, restrições de transporte ou restrições relacionadas com segurança.

0011 Estes tratamentos são, em particular, tratamentos de desacidificação, desidratação e decapagem de gasolina. Este último tratamento mencionado consiste na separação de etano, propano, butano e gasolinas, formando 0 gás liquefeito de petróleo (“GLP”), a partir do gás metano, que é enviado para 0 sistema de distribuição.

0012 As especificações sobre os teores dos gases ácidos no gás tratado (proveniente do tratamento) são específicas para cada um dos produtos considerados. Assim, o teor de uns poucos ppm são impostos para H2S ou os outros compostos contendo enxofre, enquanto que as especificações para CO2 estão compreendidas entre vários ppm, se uma etapa de liquefação para a produção de gás natural liquefeito for fornecida a jusante do processo de purificação, e uma pequena porcentagem, geralmente de 2%.

0013 Problemas semelhantes são encontrados para a desacidificação de misturas de hidrocarbonetos líquidos e, em particular, cortes de hidrocarbonetos líquidos, obtidos nas etapas de decapagem de gasolina de gás natural, ou no fracionamento de petróleos brutos nas aplicações relacionadas com 0 refino de petróleo ou de outras misturas de hidrocarbonetos líquidos.

0014 Atualmente existem vários processos de remoção sucessiva ou simultânea de gases ácidos e outros compostos contendo enxofre, a partir de misturas gasosas.

0015 Levando-se em consideração as propriedades específicas de cada um dos produtos a serem removidos, esses processos compreendem geralmente várias etapas sucessivas diferentes, a fim de chegar a todos os requisitos das especificações.

0016 Assim, 0 dióxido de carbono CO2 e 0 sulfeto de hidrogênio H2S são geralmente removidos numa etapa utilizando uma solução absorvente aquosa de alcanolamina, ao passo que os outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas ou COS, são removidas durante etapas que utilizam processos específicos, tais como uma absorção em uma peneira molecular ou uma lavagem com soda.

0017 As soluções absorventes água-alcanolamina foram otimizadas no passado durante 0 desenvolvimento de processos para a remoção de sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono. Estes processos são agora bem conhecidos e amplamente utilizados.

0018 Inicialmente, foram usadas alcanolaminas primárias ou secundárias para o tratamento de derramamento de hidrocarbonetos gasosos ou líquidos carregados com gases ácidos. Dentre estas alcanolaminas, podem mencionar-se, em particular: monoetanolamina (MEA, 2-aminoetanol), dietanolamina (DEA, N,N-bis(2-hidroxietil)amina), diisopropanolamina (DIPA, N,N-bis(2-hidroxipropil)amina) e 2-aminoetoxietanol (AEE).

0019 Restrições de energia, bem como restrições relacionadas com os processos, então, levaram os operadores a melhorar esses processos, por meio da otimização das soluções absorventes, por exemplo, utilizando metildietanolamina (MDEA) para a remoção seletiva de H2S, em seguida, misturas de MDEA e alcanolaminas primárias ou secundárias para *controlar a quantidade de CO2 absorvido.

0020 Essas soluções absorventes aperfeiçoadas podem, em particular, compreender uma amina terciária e um ativador.

0021 Exemplos destas soluções absorventes são dados nos seguintes documentos:

0022 O documento US-A1-2008/0025893 refere-se a um processo de remoção de CO2 a partir de um derramamento gasoso, em que o referido derramamento gasoso é posto em contato com um absorvente líquido selecionado a partir de uma solução aquosa de um composto amino com pelo menos dois grupos amina terciária em sua molécula e um ativador selecionado a partir das aminas primária e secundária; ou uma solução aquosa de uma amina terciária alifática e um ativador selecionado a partir de 3-metilaminopropilamina, piperazina, 2-metilpiperazina, N-metilpiperazina (NMP), homopiperazina, piperidina e morfolina (MO).

0023 O documento US-B2-7.374.734 (W0-A1-2004/071624) descreve um processo de remoção de gases ácidos a partir de um fluido, em que 0 referido fluido é posto em contato com um absorvente aquoso compreendendo pelo menos uma alcanolamina terciária, em particular, selecionado a partir de metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), etildietanolamina ou dietanolamina (DEA); uma amina selecionada a partir de hidroxietilpiperazina (HEP), ou uma mistura desse último com bis(hidroxietilpiperazina); e piperazina.

0024 O documento US-B1-6.852.144 refere-se a um processo de remoção seletiva de COS em relação ao CO2, num derramamento de um fluido de hidrocarboneto que contém CO2 e COS, em que o fluido de hidrocarboneto é posto em contato com um líquido de lavagem constituído por uma solução aquosa de amina contendo uma alcanolamina alifática contendo de 2 a 12 átomos de carbono, de preferência, uma alcanolamina terciária tal como metildietanolamina (MDEA) ou trietanolamina (TEA); e um ativador selecionado a partir de piperazina, metilpiperazina e morfolina (MO).

0025 Os documentos US-A-5.209.914, US-A-5.277.885 e US-A-5.348.714 referem-se a um processo de absorção de CO2 num gás, em que 0 referido gás é posto em contato com um líquido absorvente, o qual geralmente encontra-se sob a forma de uma solução aquosa de uma ou mais alcanolaminas, tais como MDEA, e um ativador, que melhora a absorção de CO2 pelas referidas alcanolaminas.

0026 O ativador pode, em particular, ser selecionado a partir das poliaminas, tais como dipropilenotriamina (DPTA), dietilenotriamina (DETA), trietilenotetramina (TETA) e 0 tetraetilenopentamina (TEPA); aminoetiletanolamina (AEEA), hexametilenodiamina (HMDA), dimetilaminopropilamina (DMAPA) e diaminociclohexano (DACH).

0027 Outros compostos adequados como ativadores são metoxipropilamina (MOPA), etoxipropilamina, aminoetilpiperazina (AEP), aminopropilpiperazina, aminoetilpiperidina (AEPD), aminopropilpiperidina, furfurilamina (FA), e etilmonoetanolamina (EMEA).

0028 No entanto, as soluções absorventes otimizadas são sempre constituídas por misturas de água-alcanoamina.

0029 Os processos que utilizam soluções absorventes constituídas por misturas de água- alcanolamina tem o inconveniente de ser limitados para a absorção de dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio, e o seu desempenho no que se refere à remoção de outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas, continua a ser mínimo.

0030 Os outros compostos contendo enxofre devem, portanto, ser removidos em etapas adicionais. Por exemplo, uma etapa usando peneiras moleculares torna possível remover as mercaptanas.

0031 De modo a simplificar 0 tratamento de misturas gasosas que contêm gases ácidos, por conseguinte, uma outra solução consiste no uso de um solvente híbrido, composto por água, alcanolamina e um composto orgânico que permita solubilizar no solvente os compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas.

0032 O objetivo dos processos que utilizam esses solventes híbridos é remover simultaneamente CO2, H2S e os outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas e COS.

0033 Estes processos utilizam, por exemplo, sulfolano ou metanol como composto orgânico desempenhando 0 papel de cossolvente.

0034 No entanto, deve notar-se que esses processos sofrem de uma grande desvantagem grave, devido à natureza do composto orgânico retido.

0035 Na verdade, o sulfolano leva a coabsorção considerável de hidrocarbonetos, o que provoca muitos problemas, tanto no que diz respeito ao funcionamento dos equipamentos de produção de enxofre situadas a jusante, quanto no é|ue diz respeito à qualidade dos produtos obtidos a partir desses equipamentos.

0036 A aplicação de metanol como cossolvente leva a perdas significativas de álcool.

0037 Outro processo para a remoção simultânea dos gases ácidos e mercaptanas foi o objeto do pedido W0-A1-2007/083012 (FR-A1-2896244), que descreve um processo de purificação de uma mistura gasosa contendo gases ácidos compreendendo uma etapa de pôr em contato a referida mistura gasosa com uma solução absorvente compreendendo uma alcanolamina, um tioalcanol C2-C4 e água.

0038 A alcanolamina preferida é a dietanolamina (DEA) e 0 tiodiglicol preferido é tiodiglicol (TDG).

0039 No entanto, a eficiência energética do processo descrito no documento W0-A1- 2007/083012 (FR-A1-2896244) é ainda insuficiente e necessita de ser melhorada.

0040 Além disso, este processo não pode ser facilmente adaptado para a composição da matéria-prima tratada e / ou as especificações a serem satisfeitas no que diz respeito aos teores de cada um dos compostos a serem removidos.

0041 Em outras palavras, a sua flexibilidade é baixa.

0042 Portanto, tendo em vista o acima exposto, existe uma necessidade de um processo que proporcione, numa única etapa, uma remoção simultânea dos gases ácidos e outros compostos contendo enxofre a partir de uma mistura gasosa, que assegure uma economia de energia em relação aos processos do estado da técnica, tais como o processo descrito no documento W0-A1 -2007/083012, e que pode ser facilmente adaptado de modo a tornar- se adequado para 0 tratamento de misturas gasosas de várias composições e que satisfaça uma vasta gama de especificações sobre o teor final de gases ácidos e outros compostos contendo enxofre a serem obtidos.

0043 O objetivo da presente invenção é proporcionar um processo de purificação de uma mistura gasosa contendo gases ácidos que satisfaça essas necessidades, dentre outras.

0044 O objetivo da presente invenção é também proporcionar um processo que não apresente os inconvenientes, deficiências, limitações e desvantagens dos processos do estado da técnica, e que proporcione uma solção para os problemas dos processos do estado da técnica.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

0045 Este objetivo, e outros, são alcançados de acordo com a invenção por um processo de purificação de uma mistura gasosa contendo pelo menos um gás ácido selecionado a partir de sulfeto de hidrogênio H2S e dióxido de carbono CO2, compreendendo uma etapa de contato da referida mistura gasosa com uma solução absorvente compreendendo, de preferência, constituída por:

0046 - de 35% a 45%, em peso, de pelo menos uma amina terciária, em relação ao peso total da solução absorvente;

0047 - de 4% a 12%, em peso, de pelo menos um ativador em relação ao peso total da solução absorvente; sendo 0 teor total de amina terciária e ativador de 38%, em peso, a 50%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente, e sendo a concentração total de amina terciária e ativador compreendida entre 3,8 e 4,2 mol / L;

0048 - de 17% a 25%, em peso, de pelo menos um tioalcanol C2 a C4, em relação ao peso total da solução absorvente;

0049 - sendo o restante, água, para atingir 100%, em peso.

0050 O ativador é, de preferência, selecionado a partir das aminas primárias e das aminas secundárias, mais preferivelmente a partir das alcanolaminas primárias e das alcanolaminas secundárias.

0051 O processo de acordo com a invenção distingue-se fundamentalmente dos processos de acordo com o estado da técnica na medida em que utiliza uma solução absorvente nova, que nunca foi descrita no estado da técnica.

0052 Essa solução absorvente compreende componentes específicos em quantidades específicas.

0053 Assim, a solução absorvente usada no processo de acordo com a invenção difere das soluções absorventes constituídas por misturas de água-alcanolamina na medida em que compreende ainda um tioalcanol C2 a C4 numa proporção específica, a saber, de 17%, em peso, a 25%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente.

0054 Além disso, a solução absorvente usada no processo de acordo com a invenção distingue-se fundamentalmente da solução absorvente compreendendo uma alcanolamina, um tioalcanol C2-C4 e água utilizados no processo descrito no documento WO-A1- 2007/083012 (FR-A1- 2896244).

0055 De fato, a solução absorvente usada no processo de acordo com a invenção compreende, vantajosamente, uma mistura de aminas específicas, em particular uma mistura de pelo menos uma amina terciária e pelo menos uma amina primária ou secundária desempenhando o papel de ativador.

0056 Cada uma dessas aminas terciárias, por um lado, e primárias ou secundárias, por outro lado, está presente, respectivamente, em uma quantidade específica, definida por uma faixa estreita, e a mistura dessas aminas, também está presente em uma quantidade específica, também definida por uma faixa estreita.

0057 Os outros componentes da mistura, ou seja, água e tioalcanol C2-C4, também estão presentes em quantidades específicas, definidas por faixas estreitas.

0058 O processo de purificação de uma mistura gasosa contendo gases ácidos de acordo com a invenção satisfaz as necessidades acima mencionadas, que não tem os inconvenientes, deficiências, limitações e desvantagens dos processos do estado da técnica, e que fornece uma solução para os problemas dos processos do estado da técnica.

0059 Devido à solução absorvente específica que utiliza, 0 processo de acordo com a invenção, permite surpreendentemente uma remoção simultânea e, vantajosamente, em uma única etapa, não só de todos os gases ácidos, isto é, sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono, mas também do outro compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas e COS, enquanto que os processos do estado da técnica requerem também várias outras etapas de tratamento para todos os gases ácidos e todos os outros compostos contendo enxofre a serem removidos.

0060 Na verdade, nesses processos do estado da técnica, conforme acima demonstrado, a remoção dos gases ácidos CO2 e o H2S é geralmente realizada por meio de uma solução absorvente alcanolamina-água, utilizando, por exemplo dietanolamina, metildietanolamina ou uma mistura de metildietanolamina e amina secundária, por exemplo HEP (hidroxietilpiperazina) ou piperazina.

0061 Os processos que utilizam essas soluções absorventes de água-alcanolamina são eficazes para a remoção de CO2 e H2S, mas não permitem a remoção de outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas, e é então necessário utilizar uma etapa adicional, por exemplo com peneiras moleculares, a fim de remover as mercaptanas.

0062 O processo de acordo com a invenção tem a vantagem de remover todos os gases ácidos e todos os outros compostos contendo enxofre durante a etapa de absorção ou por contato da mistura gasosa com a solução absorvente.

0063 O processo de acordo com a invenção faz com que seja possível remover, simultaneamente, não só o CO2 e 0 H2S, mas também outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas e COS, desta forma, geralmente tornando possível evitar uma etapa adicional além da etapa de contato, para a remoção do mercaptanas ou COS.

0064 Devido à solução absorvente específica que utiliza, o processo de acordo com a invenção oferece uma economia considerável de energia em relação aos processos do estado da técnica que utilizam uma solução absorvente alcanolamina-água (vide exemplos), mas também em relação ao processo descrito no documento W0-A1- 2007/083012 (FR-A1-2896244).

0065 O processo de acordo com a invenção faz com que seja possível reduzir as despesas de capital (“CAPEX") e despesas operacionais (“OPEX”) dos equipamentos de tratamento de gases e, em particular, 0 gás natural, devido à economia de energia resultante da otimização da solução absorvente utilizada, e a redução do tamanho dos equipamentos a jusante para a remoção de outros compostos contendo enxofre, tais como as mercaptanas, ou mesmo a eliminação de alguns destes equipamentos (vide exemplos).

0066 Outra vantagem do processo de acordo com a invenção é a elevada estabilidade da solução absorvente utilizada.

0067 Outra vantagem essencial do processo de acordo’com a invenção é a sua elevada flexibilidade. De fato, 0 processo de acordo com a invenção pode ser adaptado de forma muito fácil, dependendo da composição da mistura gasosa a ser tratada e / ou das especificações a serem satisfeitas para cada um dos gases ácidos e cada um dos outros compostos contendo enxofre na mistura gasosa proveniente do tratamento.

0068 Em particular, para isso, é suficiente modificar as proporções relativas da amina terciária e do ativador na solução absorvente.

0069 A título de exemplo, uma maior proporção de ativador proporcionará uma maior reatividade e resultará uma mistura purificada contendo menos CO2, enquanto que uma proporção mais baixa de ativador proporcionará menos reatividade e resultará uma mistura purificada contendo mais CO2.

0070 A mistura gasosa a ser tratada pelo processo de acordo com a invenção pode ser qualquer mistura gasosa que contenha pelo menos um gás ácido selecionado a partir de sulfeto de hidrogênio H2S e dióxido de carbono CO2.

0071 Geralmente, essa mistura gasosa pode conter, além do referido, pelo menos um gás ácido, por exemplo, além de H2S e CO2, pelo menos um composto contendo enxofre diferente de sulfeto de hidrogênio H2S.

0072 O referido pelo menos um composto contendo enxofre diferente de sulfeto de hidrogênio H2S pode ser, de preferência, selecionado a partir das mercaptanas e sulfeto de carbonila COS.

0073 De preferência, as mercaptanas que têm a fórmula R-SH (onde R é um radical alquila que compreende, por exemplo, entre 1 a 10 átomos de carbono, em particular, de 1 a 6 átomos de carbono) compreendem metilmercaptana e etilmercaptana, mas outras mercaptanas, e, em particular, as moléculas do tipo C3SH para CβSH podem estar fpresentes, geralmente em concentrações mais baixas do que a metilmercaptana e etilmercaptana.

0074 O teor de sulfeto de hidrogênio da mistura gasosa a ser tratada é, geralmente, de 40 ppm a 40%, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor pode ser reduzido a 1 ppm, em volume.

0075 O teor de CO2 da mistura gasosa a ser tratada é, geralmente, de 0,2%, em peso, a 40%, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor pode ser reduzido a 50 ppm, em volume.

0076 O teor das mercaptanas na mistura gasosa a ser tratada é, geralmente, de 10 ppm a 1000 ppm, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor pode ser reduzido a 1 ppm, em volume.

0077 O teor de COS da mistura gasosa a ser tratada é, geralmente, de 5 ppm a 100 ppm, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor pode ser reduzido a 2 ppm em volume. *

0078 Misturas gasosas que contêm gases ácidos são, por exemplo, gás natural, gás de síntese, gás craqueado, gás de coqueria, gás resultante da gaseificação do carvão, gás de aterro, biogás, gases de combustão e os gases obtidos nas estações de tratamento de gás de uma refinaria.

0079 A mistura gasosa pode ser uma mistura gasosa hidrogenada, ou seja, contém hidrogênio como principal componente, ou hidrogênio e dióxido de carbono, ou hidrogênio e monóxido de carbono.

0080 De preferência, a mistura gasosa é uma mistura de hidrocarboneto gasoso, isto é, contém um ou mais hidrocarbonetos como componente principal.

0081 Estes hidrocarbonetos são, por exemplo, hidrocarbonetos saturados, tais como alcanos C1-C4, tais como metano, etano, propano e butano, hidrocarbonetos insaturados, tais como etileno ou propileno ou hidrocarbonetos aromáticos, tais como benzeno, tolueno ou xileno.

0082 A referida mistura gasosa de hidrocarboneto pode ser selecionada a partir de gases naturais, gases residuais obtidos na saída das cadeias de enxofre (unidade Claus) e os gases obtidos nas estações de tratamento de gás (“planta de gás”) de uma refinaria. Os gases naturais têm pressões muito variáveis, que pode variar, por exemplo, de 10 a 100 bar, e temperaturas que podem variar de 20 °C a 60 °C.

0083 Os teores de CO2 e H2S de gases naturais também são muito variáveis. Eles podem ser de até 15%, em volume, para cada um desses dois compostos, e podem ainda ser de até 40%, em volume.

0084 Os gases residuais obtidos na saída das cadeias de enxofre, ou os gases de alimentação das unidades de enriquecimento de H2S, localizadas a montante dos processos Claus, geralmente têm uma pressão muito baixa, por exemplo, inferior a 3 bar, mais frequentemente, inferior a 2 bar, e as temperaturas desses gases são geralmente compreendidas entre 40 °C e 70 °C. O teor de H2S desses gases residuais estão, geralmente, abaixo de 5%, em volume, e, muitas vezes, abaixo de 2%, em volume. Em contrapartida, os teores de CO2 desses gases residuais são variáveis e podem chegar a 80%, em volume.

0085 A presente invenção também pode aplicar-se ao tratamento de misturas, ou de matérias-primas de hidrocarbonetos líquidos.

0086 Não há qualquer limitação em relação à amina terciária da solução absorvente utilizada no processo de acordo com a invenção.

0087 No entanto, a amina terciária utilizada deve geralmente ser solúvel em água nas concentrações utilizadas na solução absorvente.

0088 Essa amina pode ser, por exemplo, alifática, cíclica ou aromática.

0089 De preferência, a amina terciária é selecionada a partir de alcanolaminas terciárias. 0090 Pode ser lembrado que as alcanolaminas ou álcoois aminados são aminas que compreendem pelo menos um grupo hidroxialquila (compreendendo, por exemplo, de 1 a 10 átomos de carbono) ligado ao átomo de nitrogênio.

0091 As alcanolaminas terciárias podem ser trialcanolaminas, alquildialcanolaminas ou dialquilalcanolaminas.

0092 Os grupos alquila e os grupos hidroxialquila podem ser lineares ou ramificados e compreendem geralmente de 1 a 10 átomos de carbono, de preferência, os grupos alquila compreendem de 1 a 4 átomos de carbono, e os grupos hidroxialquila compreendem de 2 a 4 átomos de carbono.

0093 Exemplos de aminas terciárias e, em particular, de alcanolaminas terciárias são dados no documento US-A1-2008/0025893, podendo a sua descrição ser referida. 9

0094 É, em particular, N-metildietanolamina (MDEA), N,N-dietiletanolamina (DEEA), N,N- dimetiletanolamina (DMEA), 2-diisopropilaminoetanol (DIEA), N,N,N’,N’- tetrametilpropanodiamina (TMPDA), N,N,N’,N’-tetraetilpropanodiamina (TEPDA), dimetilamino-2-dimetilamino-etoxietano (Niax), e N,N-dimetil-N’,N’-dietiletileno-diamina (DMDEEDA).

0095 Exemplos de alcanolaminas terciárias que podem ser usadas no processo de acordo com a invenção também são dadas no documento US-A1-2010/0288125, podendo a sua descrição ser referida.

0096 É, em particular, tris(2-hidroxietil)amina(trietanolamina, TEA), tris(2- hidroxipropil)amina(triisopropanol), tributiletanolamina (TEA), bis(2- hidroxietil)metilamina(metildietanolamina, MDEA), 2-dietilaminoetanol(dietiletanolamina, DEEA), 2-dimetilaminoetanol(dimetiletanolamina DMEA), 3-dimetilamino-1 -propanol,3- dietilamino-1-propanol, 2-diisopropilaminoetanol (DIEA), N,N-bis(2-hidroxipropil)metilamina ou metildiisopropanolamina (MDIPA).

0097 Outros exemplos de alcanolaminas terciárias que podem ser usadas no processo de acordo com a invenção são dadas no documento US-A-5.209.914, podendo a sua descrição ser referida, sendo, em particular, N-metildietanolamina, trietanolamina, N- etildietanolamina, 2-dimetilaminoetanol, 2-dimetilamino-1 -propanol, 3-dimetilamino-1- propanol, 1-dimetilamino-2-propanol, N-metil-N-etiletanolamina, 2-dietilaminoetanol, 3- dimetilamino-1 -butanol, 3-dimetilamino-2-butanol, N-metil-N-isopropiletanolamina, N-metil- N-etil-3-amino-1-propanol, 4-dimetilamino-1-butanol, 4-dimetilamino-2-butanol, 3- dimetilamino-2-metil-1 -propanol, 1-dimetilamino-2-metil-2-propanol, 2-dimetilamino-1- butanol e 2-dimetilamino-2-metil-1-propanol.

0098 Entre as aminas terciárias, também podem ser mencionadas as bis(diaminas terciárias), tais como N,N,N’,N’-tetrametiletilenodiamina, N,N-dietil-N’,N’- dimetiletilenodiamina, N,N,N’,N’-tetraetiletilenodiamina, N,N,N’,N’-tetrametil-1,3- propanodiamina (TMPDA), N,N,N’,N’-tetraetil-1,3-propanodiamina (TEPDA), N,’N-dimetil- N’,N’-dietiletilenodiamina (DMDEEDA), 1-dimetilamino-2-dimetilaminoetoxi-etano(bis[2- dimetilamino)etil]éter), mencionadas no documento US-A1-2010/0288125.

0099 Numa concretização preferida do processo de acordo com o invento, a amina terciária é selecionada a partir de N-metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), tributanolamina (TBA), e suas misturas.

00100 A amina terciária que é a mais preferida é a N-metildietanolamina (MDEA).

00101 Não há nenhuma limitação no que se refere à amina primária ou secundária da solução absorvente utilizada, de preferência como ativador do processo, de acordo com a invenção.

00102 Por “amina primária”, na acepção da invenção, geralmente pretende-se um composto compreendendo pelo menos uma função amina primária.

00103 De modo semelhante, por “amina secundária”, na acepção da invenção, geralmente pretende-se um composto compreendendo pelo menos uma função amina secundária.

00104 Essa amina primária ou secundária pode ser selecionada a partir do grupo alifático, cíclico, aromático ou outras aminas.

00105 No entanto, a amina primária ou secundária utilizada deve geralmente ser solúvel em água nas concentrações utilizadas na solução absorvente.

00106 Essa amina primária ou secundária pode ser, por exemplo, alifática, cíclica ou aromática.

00107 De preferência, as aminas primárias são selecionadas a partir das alcanolaminas primárias e as aminas secundárias são selecionados a partir das alcanolaminas secundárias.

00108 As alcanolaminas secundárias podem ser dialcanolaminas ou alquilalcanolaminas, e as alcanolaminas primárias são monoalcanolaminas. Os grupos alquila e os grupos hidroxialquila são conforme definidos acima.

00109 Exemplos de ativadores que podem ser utilizados no processo de acordo com a invenção já foram indicados acima na discussão do estado da técnica.

00110 Assim, exemplos de ativadores são dados no documento US-A1-2008/0025893, a saber, 3-metilaminopropilamina (MAPA), piperazina, 2-metil piperazina, N-metilpiperazina (NMP), homopiperazina, piperidina e morfolina (MO).

00111 Outros exemplos de ativadores que podem ser utilizados no processo de acordo com a invenção são dados no documento W0-A1-2004/071624: estes são piperazina, hidroxietilpiperazina (HEP), e bis(hidroxietil)piperazina, e suas misturas.

00112 Ainda outros exemplos de ativadores que podem ser utilizados no processo de acordo com a invenção são dados nos documentos US-A-5.209.914; A US-A-5.277.885; e US-A-5.348.714; eles são poliaminas, tais como dipropilenotriamina (DPTA), dietilenotriamina (DETA), trietilenotetramina (TETA) e a tetraetilenopentamina (TEPA). Outros ativadores mencionados nesses documentos e que podem ser utilizados no processo de acordo com a invenção são aminoetiletanolamina (AEEA), hexametilenodiamina (HMDA), dimetilaminopropilamina (DMAPA) e 1,2-diaminociclo- hexano (DACH), bem como metoxipropilamina (MOPA), etoxipropilamina, aminoetilpiperazina (AEP), aminopropilpiperazina, aminoetilpiperidina (AEPD), aminopropilpiperidina, furfurilamina (FA) e etilmonoetanolamina (EMEA).

00113 Numa concretização preferida, o ativador é selecionado a partir de monoetanolamina (MEA), butiletanolamina (BEA), dietanolamina (DEA), aminoetiletanolamina (AEEA), piperazina, hidroxietilpiperazina (HEP), aminoetilpiperazina (AEP), e suas misturas.

00114 Geralmente, o tioalcanol C2 a C4 tem a fórmula: R-S-(alquileno Cz-C-O-OH, em que R é qualquer grupo, por exemplo, um grupo alquila (geralmente Ci a CΘ) OU um grupo alcanol (geralmente Ci a Ce), ou um grupo tiol, ou um grupo alquiltioalcanol (geralmente Ci a Ce).

00115 De acordo com uma concretização preferida, o tioalcanol C2 a C4 é uma molécula dimérica.

00116 Um exemplo de tioalcanol C2 a C4 que pode ser utilizado de acordo com a invenção é ditioetanol de etileno de fórmula (HO-CH2-CH2)-S-(CH2-CH2)-S-(CH2-CH2-OH).

00117 O tioalcanol preferido é o tiodietilenoglicol ou tiodiglicol (TDG), que é 0 composto de fórmula S(CH2-CH2-OH)2.

00118 Além de etilenoditioetanol e TDG, outros tioalcanóis C2-C4 podem também ser utilizados de acordo com a invenção, em particular metiltioetanol.

00119 Uma mistura de vários tioalcanóis também pode ser usada.

00120 Deve notar-se que uma outra das propriedades vantajosas dos tioalcanóis é que eles têm uma solubilidade muito baixa nos hidrocarbonetos superiores (etano, propano, butano, etc.) que podem estar presentes na mistura gasosa, tais como 0 gás natural. Os tioalcanóis são, portanto, apenas arrastados, numa extensão muito pequena, nos tratamentos a jusante da etapa de desacidificação.

00121 Pode-se dizer que a invenção utiliza um processo de absorção convencional, mas com uma solução absorvente nova.

00122 Uma solução absorvente preferida é uma solução constituída por água, MDEA, HEP e / ou piperazina e TDG, nas respectivas proporções de 30%, 42%, 8% e 20%, em peso.

00123 De modo vantajoso, a etapa de contato é realizada a uma temperatura geralmente de 40 °C a 100 °C, de preferência, de 50 °C a 90 °C, e a uma pressão de 1 a 150 bar, de preferência, de 10 a 70 bar. #

00124 De um modo vantajoso, o processo de purificação, conforme descrito acima, compreende ainda, após a etapa de contato, uma etapa de regeneração da solução absorvente carregada com pelo menos um gás ácido e, opcionalmente, com pelo menos um composto contendo enxofre.

00125 De um modo vantajoso, essa etapa de regeneração da solução absorvente é realizada a uma pressão de 0 a 20 bar, de preferência,, de 1 a 3,5 bar, mais preferencialmente,, de 1 a 2 bar, e a uma temperatura de 100 °C a 140 °C.

00126 A invenção refere-se ainda a uma solução absorvente compreendendo, de preferência constituída por:

00127- de 35% a 45%, em peso, de pelo menos uma amina terciária, em relação ao peso total da solução absorvente;

00128- de 4% a 12%, em peso, de pelo menos um ativador, em relação ao peso total da solução absorvente; sendo o teor total de amina terciária e ativador, de 38% a 50%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente, sendo a concentração total de amina terciária e ativador compreendida entre 3,8 e 4,2 mol / L;

00129- de 17% a 25%, em peso, de pelo menos um tioalcanol C2 a C4, em relação ao peso total da solução absorvente;

00130- sendo o restante, água, para atingir 100%, em peso.

00131 De preferência, a amina terciária é selecionada a partir de alcanolaminas terciárias.

00132 De modo vantajoso, a amina terciária é selecionada a partir de N-metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), tributanolamina (TBA), e suas misturas.

00133 De um modo vantajoso, 0 ativador é selecionado a partir das aminas primárias e das aminas secundárias, mais preferivelmente a partir das alcanolaminas primárias e das alcanolaminas secundárias.

00134 De preferência, 0 ativador é selecionado a partir de monoetanolamina (MEA), butiletanolamina (BEA), dietanolamina (DEA), aminoetilβtanolamina (AEEA), piperazina, hidroxietilpiperazina (HEP), aminoetilpiperazina (AEP) e suas misturas.

00135 De um modo vantajoso, o tioalcanol é ditioetanol de etileno ou tiodiglicol (TDG).

00136 Uma solução absorvente preferida é uma solução constituída por água, MDEA, HEP e / ou piperazina e TDG, nas respectivas proporções de 30%, 42%, 8% e 20%, em peso.

00137 0 invento pode ser aplicado em qualquer unidade convencional de absorção e de regeneração utilizando soluções de absorventes químicos.

00138 Essa unidade é, em especial, descrita no documento WO-A1-2007/083012, podendo a sua descrição ser referida.

00139 Qualquer aparelho de contato gás-líquido ou líquido-líquido pode ser utilizado para realizar a etapa de contato (absorção).

00140 Em particular, pode ser utilizado qualquer tipo de coluna como a coluna de absorção. Ela pode, em particular, ser uma coluna de chapa perfurada, uma coluna de válvula ou uma coluna de destilação fracionada.

00141 Colunas de recheio prato telado ou estruturado podem também ser utilizadas.

00142 Misturadores estáticos em linha de solventes também podem ser utilizados.

00143 Por uma questão de simplicidade, os termos “coluna de absorção” ou “coluna” são utilizados para denotar a seguir o aparelho de contato gás-líquido, mas, é claro, pode ser utilizado qualquer aparelho de contato gás-líquido para realizar a etapa de absorção.

00144 Assim, a etapa de contato (absorção) pode ser realizada, por exemplo, em uma coluna de absorção, geralmente sob as condições de temperatura e pressão já indicadas acima.

00145 A absorção é realizada por contato da mistura gasosa com a solução absorvente a uma taxa de fluxo de mistura gasosa geralmente de 0,23 x 106 Nm3 / dia a 56 x 106 Nm3 / dia, e a uma taxa de fluxo de solução absorvente geralmente de 800 a 50.000 m3 / dia.

00146 De um modo vantajoso, como já foi mencionado, o processo de purificação, conforme descrito acima, compreende ainda, no final da etapa de contato, uma etapa de regeneração da solução absorvente carregada com pelo menos um gás ácido e, opcionalmente, com pelo menos um composto contendo enxofre.

00147 A etapa de regeneração da solução absorvente é aplicada convencionalmente por aquecimento e separação de pelo menos um gás ácido, incluindo H2S, e, opcionalmente, pelo menos um composto contendo enxofre, em uma coluna de regeneração.

00148 Essa etapa de regeneração da solução absorvente é geralmente realizada sob as condições de pressão e de temperatura já mencionadas acima.

00149 De fato, a solução de amina carregada com pelo menos um gás ácido, incluindo H2S, e, opcionalmente, com pelo menos um composto contendo enxofre; por exemplo, a solução de amina carregada com H2S, CO2 e as mercaptanas RSH - chamada de amina rica - originária do fundo da coluna de absorção é enviada para um tanque de flash de pressão intermédia.

00150 0s gases resultantes da expansão da amina rica podem ser utilizados como gases combustíveis, no entanto, de acordo com a invenção, estes gases, geralmente fortemente carregados de H2S são, de preferência, tratados ou opcionalmente enviados diretamente para uma unidade de produção de enxofre usando a reação Claus de oxidação controlada do H2S ou para uma planta, para a síntese de compostos tio-orgânicos.

00151 A amina rica é, em seguida, aquecida num permutador de amina / amina pela amina quente do fundo do regenerador, e, opcionalmente, parcialmente vaporizada e, em seguida, reciclada para alimentar a coluna de regeneração.

00152 Um refervedor gera vapor, 0 qual sobe em contracorrente na coluna, arrastando os constituintes ácidos, tais como H2S e CO2 e, opcionalmente, as mercaptanas RSH. Essa dessorção é promovida pela baixa pressão e alta temperatura que prevalece no regenerador.

00153 No topo da coluna, os gases ácidos são arrefecidos num condensador. A água condensada é separada do gás ácido em um tambor de refluxo e retornada ou para o topo da coluna de regeneração, ou diretamente para 0 tanque de solução de amina pobre.

00154 A amina regenerada, que é, por conseguinte, também chamada de amina pobre, é então reciclada para a etapa de absorção.

00155 Um modo de funcionamento semirregenerado também pode ser previsto.

00156 Assim, uma fração do solvente parcialmente regenerado retirado dos tanques de flash intermediários ou de um nível intermediário da coluna de regeneração pode ser enviada para um nível intermediário da seção de absorção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE CONCRETIZAÇÕES PARTICULARES

00157 A invenção é descrita abaixo, com referência aos seguintes exemplos não limitativos, dados a título de ilustração.

Exemplos

00158 Nos exemplos seguintes, que ilustram as vantagens do invento, uma mistura gasosa, que é um gás natural, saturada com água, contendo, entre outras coisas, 5%, em volume, de CO2, 5%, em volume, de H2S e 65 ppm, em volume, de mercaptanas (50 ppm, em volume, de metilmercaptana e 15 ppm, em volume, de etilmercaptana) é tratada com soluções aquosas absorventes, tendo em vista a remoção dos gases ácidos.

00159 A composição dessa mistura gasosa pode ser considerada representativa das composições das misturas gasosas encontradas em certas regiões do mundo, em particular na Rússia ou no Oriente Médio.

00160 Esses valores não são considerados como sendo limitativos ou como constituindo limitações para a execução do processo.

00161 Esse tratamento é realizado, ou com uma solução absorvente do estado da técnica, constituída por água, MDEA e HEP, em peso, (Exemplo comparativo 1), ou com uma solução absorvente de acordo com a invenção, constituído por água, MDEA, HEP e TDG, em as respectivas proporções de 30%, 42%, 8% e 20%, em peso.

00162 A instalação é constituída, principalmente, por um absorvedor de tipo placa, funcionando a 35 bar, e alimentado com um gás, a 35 °C. O solvente carregado com gases ácidos é, em seguida, enviado para a seção de regeneração. Depois de uma primeira expansão, a 7 bar, o solvente é aquecido e, em seguida, alimentado para uma coluna de regeneração térmica que funciona entre 1,9 e 2,4 bar. O solvente regenerado é resfriado, em primeiro lugar, por troca com o solvente rico enviado à coluna de regeneração térmica, depois, em segundo lugar, por meio de refrigeradores de ar. O solvente arrefecido é, então, bombeado para a coluna de absorção. ’

Exemplo 1 (exemplo comparativo)

00163 Neste exemplo, a mistura gasosa descrita acima é tratada com uma solução absorvente do estado da técnica, constituída por água, MDEA e HEP, nas proporções respectivas de 50%, 42% e 8%, em peso.

00164 Uma determinada taxa de fluxo de gás é tratada, ou seja, 13.000 kmol / h de gás bruto.

00165 Com uma solução absorvente do estado da técnica, constituída por água, MDEAe HEP, nas respectivas proporções de 50%, 42% e 8%, em peso, é necessário utilizar 750 Sm3 / h de solvente para remover os gases ácidos, com especificações para H2S e CO2 de 2 e 50 ppm, respectivamente.

00166 A regeneração desse solvente exige um insumo energético de 53 MW.

00167Além disso, é necessário prever uma etapa adicional para a remoção das mercaptanas, por exemplo, uma etapa utilizando pen’eiras moleculares, o que torna possível remover a água e as mercaptanas simultaneamente.

00168 Essas peneiras utilizam 13% do gás tratado para a sua regeneração.

00169 A fim de limitar a perda de produção, deve ser fornecida posteriormente uma etapa adicional, para o tratamento do gás de regeneração dessa peneira molecular, em geral por meio de um solvente específico.

Exemplo 2 (de acordo com a invenção)

00170 Neste exemplo, a mistura gasosa acima descrita é tratada com uma solução absorvente de acordo com a invenção, constituído por água, MDEA, HEP e TDG, nas respectivas proporções de 30%, 42%, 8% e 20%, em peso.

00171 Uma determinada taxa de fluxo de gás é tratada, ou seja, 13.000 kmol / h de gás bruto.

00172 A solução absorvente de acordo com o invento, utilizada neste exemplo, faz com que seja possível alcançar as especificações para gases ácidos em uma única etapa, ou seja, inferior a 2 e 50 ppm de H2S e CO2 no gás tratado, mas também eliminar 95% das mercaptanas, o que corresponde a um teor de mercaptanas no gás tratado abaixo de 5 ppm, em volume.

00173 Por conseguinte, nenhuma etapa de tratamento adicional é necessária para remover as mercaptanas.

00174 Levando-se em consideração que a etapa de desidratação em peneiras moleculares é sempre necessária, o processo de acordo com 0 invento, utilizando a solução absorvente específica de acordo com a invenção, torna possível, no entanto, eliminara etapa adicional de tratamento do gás de regeneração da peneira molecular com um solvente específico.

00175 A eliminação dessa etapa adicional de tratamento do gás de regeneração da peneira molecular faz com que seja possível obter uma economia de 15% nas despesas de capital “CAPEX” das unidades, para a remoção dos gases ácidos e das mercaptanas.

00176 Além disso, a solução absorvente utilizado de acordo com a invenção também faz com que seja possível obter uma redução no consumo de energia da unidade de desacidificação em relação a uma unidade de desacidificação que utiliza uma solução absorvente convencional de água-amina, tal como a utilizada no Exemplo 1.

00177 A economia observada é de 7 MW, ou 13%.

Claims

1. Processo de purificação de uma mistura gasosa caracterizado por conter pelo menos um gás ácido selecionado a partir de sulfeto de hidrogênio H2S e dióxido de carbono CO2, compreendendo uma etapa de contato da referida mistura gasosa com uma solução absorvente compreendendo, de preferência constituída por: - de 35% a 45%, em peso, de pelo menos uma amina terciária, em relação ao peso total da solução absorvente; - de 4% a 12%, em peso, de pelo menos um ativador, em relação ao peso total da solução absorvente; sendo o teor total de amina terciária e ativador de 38 a 50%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente, e sendo a concentração total de amina terciária e ativador compreendida entre 3,8 e 4,2 mol / L; - de 17% a 25%, em peso, de pelo menos um tioalcanol C2 a C4, em relação ao peso total da solução absorvente; - sendo 0 restante, água, para atingir 100%, em peso.

2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a mistura gasosa conter, além do referido pelo menos um gás ácido, pelo menos um composto contendo enxofre diferente de sulfeto de hidrogênio H2S.

3. Processo de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por o referido pelo menos um composto contendo enxofre ser selecionado a partir das mercaptanas e do sulfeto de carbonila.

4. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por a mistura gasosa ser selecionada a partir de gases naturais, gases residuais obtidos na saída das cadeias de enxofre, e os gases obtidos nos equipamentos de tratamento de gás de uma refinaria.

5. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por a amina terciária ser selecionada a partir das alcanolaminas terciárias.

6. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por a amina terciária ser selecionada a partir de metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), tributanolamina (TBA), e suas misturas.

7. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por 0 ativador ser selecionado a partir das aminas primárias e das aminas secundárias, de preferência, a partir das alcanolaminas primárias e das alcanolaminas secundárias.

8. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por o ativador ser selecionado a partir de monoetanolamina (MEA), butiletanolamina (BEA), dietanolamina (DEA), aminoetiletanolamina (AEEA), piperazina, hidroxietilpiperazina (HEP), aminoetilpiperazina (AEP), e suas misturas.

9. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por o tioalcanol ser ditioetanol de etileno ou tiodiglicol (TDG).

10. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por a solução absorvente ser constituído por água, metildietanolamina (MDEA), hidroxietilpiperazina (HEP) e / ou piperazina e tiodiglicol (TDG), nas respectivas proporções de 30%, 42%, 8% e 20%, em peso.

11. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por o teor de sulfeto de hidrogênio da mistura gasosa ser de 40 ppm, em volume, a 40%, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor poder ser reduzido a 1 ppm, em volume.

12. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por o teor de CO2 da mistura gasosa ser de 0,2%, em peso, a 40%, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor poder ser reduzido a 50 ppm, em volume.

13. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por 0 teor das mercaptanas na mistura gasosa ser de 10 ppm a 1000 ppm, em volume, e após a etapa de contato, esse teor poder ser reduzido a 1 ppm, em volume.

14. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por 0 teor de COS da mistura gasosa estar compreendido entre 5 ppm e 100 ppm, em volume, e, após a etapa de contato, esse teor poder ser reduzido a 2 ppm, em volume.

15. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por a etapa de contato ser realizada a uma temperatura de 40 °C a 100 °C, de preferência, de 50 °C a 90 °C, e a uma pressão de 1 a 150 bar, de preferência, de 10 a 70 bar.

16. Processo de acordo com quaisquer das reivindicações anteriores, caracterizado por compreender ainda, após a etapa de contato, uma etapa de regeneração da solução absorvente carregada com pelo menos um gás ácido.

17. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por a etapa de regeneração da solução absorvente ser realizada a uma pressão de 0 a 20 bar, de preferência, de 1 a 3,5 bar, mais preferencialmente, de 1 a 2 bar, e a uma temperatura de 100 °C a 140 °C.

18. Solução absorvente caracterizado por compreender, de preferência constituída por: - de 35% a 45%, em peso, de pelo menos uma amina terciária, em relação ao peso total da solução absorvente; - de 4% a 12%, em peso, de pelo menos um ativador, em relação ao peso total da solução absorvente; sendo o teor total de amina terciária e ativador de 38 a 50%, em peso, em relação ao peso total da solução absorvente, e sendo a concentração total de amina terciária e ativador compreendida entre 3,8 e 4,2 mol / L; - de 17% a 25%, em peso, de pelo menos um tioalcanol C2 a C4, em relação ao peso total da solução absorvente; - sendo 0 restante, água, para atingir 100%, em peso.

19. Solução absorvente de acordo com a reivindicação 18, caracterizado por a amina terciária ser selecionada a partir de alcanolaminas terciárias.

20. Solução absorvente de acordo com quaisquer das reivindicações 18 e 19, caracterizado por a amina terciária ser selecionada a partir de N-metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), tributanolamina (TBA), e suas misturas.

21. Solução absorvente de acordo com quaisquer das reivindicações de 18 a 20, caracterizado por o ativador ser selecionado a partir das aminas primárias e das aminas secundárias, de preferência, a partir das alcanolaminas primárias e das alcanolaminas secundárias.

22. Solução absorvente de acordo com quaisquer das reivindicações de 18 a 21, caracterizado por o ativador ser selecionado a partir de monoetanolamina (MEA), butiletanolamina (BEA), dietanolamina (DEA), aminoetiletanolamina (AEEA), piperazina, hidroxietilpiperazina (HEP), aminoetilpiperazina (AEP), e suas misturas.

23. Solução absorvente de acordo com quaisquer das reivindicações de 18 a 22, caracterizado por o tioalcanol ser ditioetanol de etileno ou tiodiglicol (TDG).

24. Solução absorvente de acordo com quaisquer das reivindicações de 18 a 23, caracterizado por ser constituída por água, metildietanolamina (MDEA), hidroxietilpiperazina (HEP) e / ou piperazina e tiodiglicol (TDG), nas respectivas proporções de 30%, 42%, 8 % e 20%, em peso.