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GÁS NATURAL Prof. Ricardo Marinho SISTEMA DE PRODUÇÃO GÁS NATURAL Introdução O Gás natural é um gás inodoro, incolor, não tóxico e mais leve que o ar, definido quimicamente como uma mistura de hidrocarbonetos parafínicos leves, que permanece em estado gasoso à temperatura ambiente e pressão atmosférica. É na verdade uma mistura de gases, principalmente o metano (CH4), cerca de 70% da composição. Tem uma densidade inferior a 1 e um poder calorífico entre as 9 000 kcal/m3 e 12 000 kcal/m3. Composição Percentual do Gás Natural Hidrocarbonetos % metano 70 - 98 etano 1 - 10 propano traços – 5 butanos traços – 2 pentanos traços – 1 hexanos traços - 0,5 heptanos + traços - 0,5 Não-hidrocarbonetos % nitrogênio traços – 15 dióxido de carbono traços – 5 sulfeto de hidrogênio traços – 3 hélio traços – 5 Fonte: Fundamentals of Petroleum - Second Edition - The University of Texas at Austin A origem do gás natural é fóssil, resultado de milhões de anos de decomposição de matéria orgânica, sendo encontrado no subsolo em rochas porosas isoladas do meio ambiente por camadas impermeáveis. Desde os mais remotos tempos o gás natural é conhecido pela humanidade, especialmente pelos Babilônicos, Persas e Gregos que utilizavam o gás que era expelido de forma espontânea em seus templos, onde se mantinha aceso o “gogo eterno”, resultado da queima do gás. Apesar ter sido utilizado pelos chineses nos séculos XVII e XIX em seus alto-fornos usados no processamento de cerâmicas e metalúrgica, até o século XIX, era considerado um componente indesejado no processo de prospecção do petróleo, exigindo uma série de procedimentos de segurança, o que aumentava a dificuldade e os custos da atividade. Foi somente a partir dos anos 80 do século XX que o gás natural teve sua importância reconhecida, com o aumento do consumo como fonte de energia. Indústria mundial do gás natural A partir da constatação da importância do gás natural, como ótima uma energia alternativa, houve um ascender de lâmpadas e de mentes para sua melhor utilização. Tal constatação, além de estratégica, apresentava um futuro bastante promissor para o gás natural. Alguns destaques históricos da indústria mundial do gás natural são: 1813 – A London and Westminster Gas Light & Coke Company assinou seu o primeiro contrato municipal para iluminação pública através do gás. 1821 – Nos EUA, o gás natural produzido em Fredonia, na Pensilvânia onde foram descobertos os primeiros poços de petróleo , é depois era bombeado por gasodutos por toda a cidade para iluminar ruas e casas. Na verdade era um dos marcos do nascimento da moderna indústria do gás natural. 1860 – Na Bélgica, Jean Josef Etienne Lenoir conseguiu dá partida no primeiro motor a gás “que realmente consegue rodar”. 1956 – As primeiras descobertas em Shebelinka e na Ucrânia, no Norte do Cáucaso e no Uzbequistão, contribuíram para à criação de um Ministério do Gás, base central do se tornou a maior companhia de gás do mundo, a Gazprom. 1974 – O primeiro “choque” dos preços do petróleo acabou levando a muitos países, sobretudo ao Japão, partir para a diversificação energética passando do petróleo para o gás natural e outras alternativas. No Japão a opção escolhida na época foi a do gás natural liquefeito do Pacífico. A França escolheu promover o desenvolvimento da energia nuclear, restringindo o uso do gás a “fins nobres”. A importância e o interesse pelo gás natural ocorreram principalmente pela busca de alternativas ao petróleo como fonte mais limpa, menos agressiva ao meio ambiente. Com isso, houve um aumento nas atividades de prospecção e exploração e de descobertas de reservas provadas. No Brasil, a expansão do consumo do gás natural está ligada às transações comerciais com a Bolívia, que exporta seu gás através do gasoduto Bolívia/Brasil. Hoje é uma das principais fontes de energia mundial, atrás apenas do petróleo e do carvão, utilizado principalmente para produzir eletricidade e calor e servir como combustível em automóveis e ainda como matéria-prima na indústria química utilizado para produção de uma série de compostos usados na fabricação de bens duráveis. Gasoduto Brasil-Bolívia-Gasbol O Gasoduto Brasil-Bolívia, também conhecido como GASBOL é uma via de transporte de gás natural entre a Bolívia e o Brasil com 3.150 km de extensão, sendo 2.593 em território brasileiro e 557 em território boliviano. O gasoduto tem seu início na cidade boliviana de Santa Cruz de La Sierra e seu fim na cidade gaúcha de Porto Alegre, atravessando também os estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, P á, Santa Catarina até chegar ao Rui Grande do Sul, passando por cerca de quatro mil propriedades em 135 municípios. O gasoduto Bolívia-Brasil faz parte de um grande empreendimento da Petrobrás, com objetivo de atender a demanda crescente de gás natural no país. 2CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL 2.1 Etapas da Cadeia Produtiva Uma cadeia produtiva é definida como uma determinada rede de inter-relações entre vários atores de um sistema industrial que permite a identificação do fluxo de bens e serviços através dos setores diretamente envolvidos, desde as fontes de matérias primas até o consumo final do produto.” A cadeia produtiva do gás natural, apresentada abaixo, pode ser visualizada em dois grandes blocos: um que inclui atividades relacionadas à obtenção do produto, chamada de upstream; e um outro com atividades relacionadas à aplicação direta do produto, focalizando seus usos, chamado de downstream. Bloco de atividades de obtenção ou “upstream” Tipos de gás Temos dois tipos de classificação do gás natural: o gás associado (GA) e o não- associado (GNA). Gás associado: é o tipo de gás natural que está dissolvido no petróleo em forma de uma capa de gás, dentro do reservatório. Parte desse gás é utilizada no próprio sistema de produção do petróleo, servindo nos processos de reinjeção para aumentar pressão e a recuperação do petróleo. Muitas unidades de produção utilizam o gás natural como fonte geradora de energia nas suas próprias instalações. Gás não-associado: é o tipo de gás natural que se encontra no reservatório e isolado, livre de petróleo ou associado em pequenas quantidades. Esse tipo de gás só é utilizado na sua comercialização. No Brasil, a produção de gás associado é cerca de 73% do total, sendo este destinado quase que exclusivamente na geração de energia termelétrica. Sistema de produção de gás associado A maioria das jazidas de petróleo Brasil é constituída de óleo e gás associado. A produção do óleo e do gás natural nesse tipo de reserva requer uma série de etapas que constitui o processo primário. O fluido do reservatório é um produto bruto, uma mistura trifásica composta de água, óleo e gás e ainda sedimentos como areia e outras impurezas sólidas em suspensão. Para que esse material se torne viável para a indústria petrolífera, torna-se necessário um processamento, dividindo em duas partes: os hidrocarbonetos (óleo e gás) e o refugo composto de água e demais detritos. A água recebe ainda um tratamento onde a parte tratada é descartada e o que sobre usada na reinjeção. Uma resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente – CONAMA 20.86, estabelece que a água proveniente do processo primário da produção de óleo e gás natural deve ter temperatura máxima de 40° C e um teor máximo de 20 ppm de óleo para com isso evitar danosamo meio ambiente marinho. A produção marítima de petróleo e gás associado apresenta 15 Etapas que vão do estágio de condicionamento do material bruto para transporte até o condicionamento para utilização nas UPGN. Etapa 1 – Nessa etapa o fluido, um composto trifásico (óleo, gás e água) encontra-se ainda no reservatório. Etapa 2 – Perfuração e instalação de poços de produção com a finalidade de extrair o fluido contido no reservatório. Etapa 3 – Instalação no fundo do mar da árvore de natal que é o nome dado a um equipamento de segurança composto por um conjunto de válvulas e acessórios. Esse equipamento utiliza de válvulas gavetas ou flanges que permite que o poço seja fechado em caso de emergência ou alguma demanda operacional. Existem dois tipos: o ANM conhecidas como Árvore de Natal Molhada e ANC, Árvore de Natal Convencional ou Seca. Etapa 4 – Inicia-se a movimentação do fluxo do reservatório para a unidade de produção através de dutos submarinos chamados linhas de produção. Nessa etapa o fluxo ocorre no trecho denominado Flowtine no leito oceânico. Etapa 5 – Ocorre a elevação do fluxo pelo trecho denominado Riser do leito oceânico até a unidade de processamento na plataforma. Nessa etapa, a pressão do óleo da mistura declina-se devido ao fato dos hidrocarbonetos mudarem do estado líquido para o gasoso. Etapa 6 – É quando o fluxo atinge a plataforma. Etapa 7 – O fluxo então alimenta a planta de processo onde ocorre o sistema de separação primária das fases óleo, gás e água. Etapa 8 – O óleo tratado é transferido tanques em plataformas do tipo FPSO, sigla para "Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência" (em inglês Floating Production Storage and Offloading). Esse tipo de plataforma tem uma forma de navio e é utilizado para produção e armazenamento de óleo ou gás natural. São muito usados onde a produção é distante da costa, o que inviabiliza o transporte do produto por dutos. Etapa 9 – Operação de Offloading. Que ocorre quando capacidade de carga do FPSO é atingida a carga é transferida para outro navio chamado aliviador por meio de mangote flutuante. Etapa 10 – Etapa de escoamento do gás tratado por meio de um gasoduto de transferência. Etapa 11 – O gás corre por uma malha submarina de dutos. Etapa 12 – Os dutos submarinos são unidos por manifold, disposivos coletores compostos por um conjunto de válvulas montadas, formando um bloco. Etapa 13 – Ao manifold é ligado um duto que eleva o gás até uma plataforma do tipo submerssivel SS. Etapa 14 – Da plataforma o gás é movimentado por um gasoduto terrestre; Etapa 15 – O gás chega à UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural A seguir estudaremos processos que darão mais detalhes dessas etapas Mecanismos de produção de reservatório A produção de um poço de petróleo ocorre através dos mecanismos de drenagem dos fluidos contidos em rochas-revervatório. Para haver produção é necessário que haja certa quantidade de energia natural ou primária, resultado de milhões de anos de formação geológica da jazida. O deslocamento do fluxo do reservatório até os poços de produção enfrenta resistência dos canais porosos que são tortuosos e causa estrangulamentos, o que exige que os fluidos apresentem uma energia que é pressão natural suficiente para realizar essa drenagem. Essa descompressão causa uma expansão dos fluidos contidos no reservatório e a contração do volume poroso. É necessário que o espaço poroso resultante da descompressão seja ocupado por outro fluido para ocorrer a produção, como por exemplo água do aqüífero (região do reservatório contendo água de formação). Existem vários mecanismos de produção de reservatório, sendo que os principais são: Mecanismo de gás em solução Mecanismo de capa de gás Mecanismo de influxo de água Mecanismo de segregação gravitacional 3.3 Sistema de produção do Campo de Mexilhão Comprovadamente, o polo de Mexilhão tem um grande potencial de produção. A Unidade de Produção é uma plataforma fixa, instalada numa lâmina d’água de 172 metros distante pelo menos 22 km do Campo de Mexilhão, cerca de 142 km do litoral Norte do Estado de São Paulo, na cidade de Caraguatatuba. Nesse campo o sistema de coleta submarino é feito através da ligação de oitos poços a um Manifold submarino de produção (MSP) através de linhas flexíveis .Do manifold seguem duas linhas consideradas rígidas de produção, para realização de serviços e testes dos poços, em um duto flexível para injeção de MEG. Fluxo do processo Processamento + MEG + água MEG Processamen to de fluidos Processamento de gás natural condensado Transferência por submarino UTGCA Sistema de regeneração de MEG Geração de energia Agua produzida Descarte no mar Campo de Mexilhão Depois da absorção da água do gás, o TEG passará por regeneração através do processo recuperação e enviado novamente para a torre observadora, fechando assim, o ciclo de desidratação. O gás que passou pelo tratamento, será misturado ao condensado, procedente do sistema de desidratação do condensado, na sequencia é destinado para o gasoduto de transferência. 3.3.1 Sistema de produção do Campo de Peroá-Cangoá O Brasil tem alguns campos de produção, principalmente na região sudeste, que se destacam, pelo grande potencial de gás natural. Um desses campos é o de Peroá- Cangoá, que é localizado no litoral Norte do Estado do Espírito Santo, na Bacia Capixaba, cerca de 50 km da costa, em lâmina d’água 67 metros com um estimativa de reservas de 17 bilhões de m 3 /d . 3.3.2 Sistema de produção do Campo de Manati Poço produtor Descoberto no quase no final do ano de 2000, o Campo de Manati, localizado na Bacia de Camam, na costa do município de Cairu, no Estado da Bahia em profundidade de 35 a 50 metros entre a lâmina d´água e o fundo do mar e mais 1.266 metros entre o fundo do mar e o reservatório. Segundo levantamentos realizados, na oportunidade, as reservas atingiam cerca de 24 bilhões m 3 /d de gás natural que correspondem, aproximadamente, a 40% da reserva de gás da Bahia e estão em sete poços produtores, com vazão estimada em torno de 6 bilhões m 3 /d . CONDICONAMENTO DO GÁS NATURAL Introdução O óleo e o gás natural nos poços se apresentam como uma mistura de óleo, gás, água e sedimentos. Para que esse produto possa ser transportado para as refinarias e centros consumidores é necessário que haja um tratamento primário para remover a água e demais sedimentos que possam dificultar tanto o transporte quanto a manutenção das linhas de transporte. A água encontrada na mistura apresenta um alto teor de sal e forma eumulsões com viscosidades superiores ao petróleo desidratado que deve ser removida para não comprometer o dimensionamento do sistema de bombeamenteo e transferência. Alguns autores consideram os termos condicionamento, processamento e manuseio como sinônimos, referindo-se a operações que apresentam etapas como: Demonstração das etapas das operações: Separação Depuração Adoçamento . Podemos definir condicionamento do gás natural como um conjunto de operações físicas ou químicasem que o gás natural é submetido para remover ou reduzir teores contaminares de forma a se adequar aos parâmetros legais de mercado bem como oferecer condições ideais de transporte com segurança para posterior processamento. Assim temos duas fases de condicionamento sendo a primeira um condicionamento para o transporte, realizada na unidade de produção e a segunda para utilização, realizada nas unidades de processamento de gás natural, as UPGN. Primeira fase do processo Na primeira fase, o processo de condicionamento do óleo e gás é chamado de processamento primário de petróleo. Os fluidos compostos por óleo, gás, água e sedimentos são elevados da reserva até um arranjo de tubulações com válvulas de bloqueio, controle de escoamento e subsistemas de monitoramento, controle e interconexão, chamado de manifold. Veja a seguir um esquema simplificado do processamento primário. Desidratação; Compressão Extração de frações pesadas Controle do ponto de orvalho As operações de um processamento do gás natural dependem de alguns fatores como: Determinação da vazão e intervalo de tempo de produção no reservatório. Tipo de drenagem do reservatório, com injeção de água ou gás. Método de elevação usado, se pressão natural, bombeamento ou com gás-lift. Condições operacionais de temperatura e pressão apresentadas no sistema de produção. Aspectos como localização do campo produtor e dos consumidores, socioambientais, legais, políticos e comerciais. Tipo do gás natural, se é associado ou não associado. R e s e r v a t ó r i o Elevação Manifold de Coleta Separação gás|óleo|água Gás Óleo Água Separação óleo|água Óleo Água Condiciomamento Água Tratada Água Tratada Injeção Manifold Distribuição Etapas do condicionamento de gás natural O processamento do gás natural geralmente acontecem em etapas: de condicionamento e o processamento que contempla o fracionamento do gás em compostos de maior valor agregado, sendo este último realizado em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN’s). O condicionamento do gás contempla as etapas de desidratação (para evitar a corrosão e a redução da capacidade dos gasodutos através da formação de hidratos) e a dessulfurização, que é a remoção de compostos de enxofre (H2S, mercaptanas, dissulfeto de carbono, etc.), causadores de corrosão. O CO2 só é removido quando presente no gás em grandes quantidades, de modo a diminuir o custo de transporte e, dessa forma como no caso dos compostos sulfurados, a ocorrência de processos corrosivos. Para a realização do processo de desidratação do gás são utilizados colunas de absorção onde o gás flui em contracorrente a uma solução de glicol, com alto poder higroscópico, que é na sequencia regenerada por meio de aquecimento em uma coluna de esgotamento em menor pressão, retornando ao processo. Uma outra alternativa e tecnologia de desidratação consiste na adsorção, realizada com materiais que apresentem, entre as outras características, grande área superficial e afinidade pela água, como por exemplo a alumina, sílica-gel e as peneiras moleculares. Este material adsorvente é regenerado por ação do calor quando saturado de água (Thomas, 2001). A dessulfurização A dessulfurização pode ser realizada por meio dos processos de absorção química ou física. Os processos de absorção física geralmente tem um melhor desempenho a altas pressões, considerando que a solubilidade dos gases ácidos aumenta de forma linear com a pressão parcial. Vale considerar também, que o solvente físico não forma ligação química com o componente sulfurado, e por isso pode ser regenerado apenas por redução de pressão, o que reduz o consumo de energia. Esses processos são isentos de problemas de corrosão. Os processos de absorção química são mais favoráveis para baixa pressão parcial do gás ácido. Nesse caso específico a regeneração do solvente requer normalmente um tipo de stripping com vapor, visando quebrar a ligação química do solvente com o componente sulfurado. Vasos Separadores A etapa inicial do processamento primário de petróleo e gás consiste na separação das fases água, óleo e gás. Essa separação é realizada com o auxílio de equipamentos como vasos separadores que, de acordo com a quantidade relativa das fases presentes no fluido, podem ser bifásicos ou trifásicos, operando em série ou paralelo, orientados vertical ou horizontalmente. Os vasos separadores são antecipadamente projetados para a separação de uma mistura (seja ela trifásica ou bifásica) através dos seguintes mecanismos: • Decantação: por ação da gravidade e diferença de densidades entre os fluidos presentes na mistura; • Separação inercial: os fluidos ao entrarem no separador, se chocam contra defletores, o que gera uma rápida redução da velocidade e direção, contribuindo para a queda do líquido e a subida do gás; Força centrífuga: a corrente fluida ao entrar no separador tem tendência de fazer um movimento circular pela sua parte interna. O efeito centrífugo age de forma diferente sobre as fases, fazendo com que a de maior densidade se projete com mais intensidade contra as paredes, tendendo a descer. • Aglutinação das partículas: o contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície facilita a coalescência, aglutinação e por extensão , a decantação dos fluidos mais pesados. Um separador típico de produção é formado por quatro seções distintas, de acordo com a designação do American Petroleum Institute (API). Separação Primária: localizada na entrada de fluidos para o vaso, o fluido chocase com defletores ou passa por difusores que lhe impõem um movimento giratório, fazendo com que o líquido se precipite no fundo do vaso. Nessa seção acontece a separação da maior parte do líquido; • Acumulação: localizada no fundo do separador, nessa seção ocorre a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária e para que essa separação seja efetiva, é necessário um tempo de residência de 3 a 4 minutos; • Separação Secundária: localizada no topo do separador, onde se separam as gotículas menores de líquido carreadas pelo gás após a separação primária. A turbulência é um fator que pode influenciar fortemente essa separação; • Aglutinação: situada no topo do separador próximo à saída de gás, as gotículas de óleo arrastadas pelo gás que não foram separadas pelas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Caso, as gotículas de óleo forem muito pequenas, podem ser utilizados extratores de névoa. Classificação dos vasos separadores Gás Úmido Óleo Bruto Óleo Água Oleósa Para a separação do gás natural produzido junto à água e ao óleo utilizam-se vasos separadores, esses podem ser classificados quanto: 1. à pressão de trabalho – baixa, intermediária ou alta 2. ao número de fases - bifásico (figuras 5 e 6), ou trifásico (figuras 7 e 8) 3. à posição - horizontal (figuras 5 e 7), ou vertical (figuras 6 e 8) 4. à forma - esférico ou cilíndrico. No caso dos vasos separadores horizontais temos como principal vantagem a maior áreade interface: gás–líquido, vantagem pela qual confere maior eficácia ao processo de separação. Entretanto, esses vasos separadores horizontais possuem uma maior dificuldade de remoção de resíduos sólidos, visto que no caso dos vasos separadores verticais a deposição localizada de resíduos fica favorecida pela geometria. Uma outra desvantagem que pode ser significativa é em relação ao espaço requerido, ele é maior do que nos vasos separadores verticais. Seções de separação Um separador típico de produção é constituído por quatro seções distintas de acordo com a designação do API - American Petroleum Institute. (figura 9): Seção de Aglutinação Saída de gás Entrada Seção de Separação Figura: Seções distintas de um vaso separador de produção 4.3-5 Separadores Bifásicos Nos separadores bifásicos, geralmente o fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido (seção de separação primária). As gotículas de óleo saem da fase gás por ação da gravidade e depositam-se no fundo do separador, onde a fase líquida é coletada. O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue via seção de separação secundária. Antes mesmo de deixar o vaso, o gás passa através de uma seção de aglutinação com a finalidade de remover gotículas de óleo de diâmetro muito pequeno, incapazes de serem separadas na seção de acúmulo de líquido por ação da gravidade (Thomas, 2001). Os separadores bifásicos, da mesma forma dos trifásicos podem eventualmente ser orientados vertical ou horizontalmente. No entanto, para o projeto de uma determinada unidade de separação óleo-gás, é preciso fazer a comparação das duas disposições considerando o aspecto econômico e caso haja necessidade , utilizar dispositivos como extratores de névoa e defletores. Seção de Saparação Secundária Gás Liquido Seção de Acúmulo de Liquido Os separadores verticais são aqueles que geralmente, são mais requisitados para fazer a separação de misturas com alta razão gás/líquido enquanto que, para razões baixas, os mais procurados para serem utilizados são os separadores horizontais. Esses separadores são utilizados em uma fase que antecede a compressão do gás, dessa forma garantindo que nenhum líquido possa chegar a esses equipamentos, suscetíveis à corrosão na presença de líquidos (Pereira, 2004). Comportamento de fases Quando uma composição química é considerada homogênea e invariável, é possível afirmar que ela é considerada uma substância pura, e pode ser facilmente encontrada em todos os estados físicos (sólido, líquido e gasoso). Sendo assim , a água em estado líquido, o vapor d’água ou o gelo são, portanto, substâncias puras, porque a composição química, nos três casos, é sempre a mesma: água (H20). Vamos analisar a situação seguinte (figura 1): a água em estado líquido é colocada em um recipiente cilíndrico chamado êmbolo-cilindro, a medida que é fornecida energia para este recipiente aumenta a temperatura e o volume da água (consideramos aqui o processo isobárico, ou seja, o êmbolo vai subindo de maneira que a pressão da água permanece constante). Num dado momento, onde o fornecimento de energia continua constante, a temperatura para de subir, e a água em estado líquido vai se transformando em vapor d’água. Continuando o fornecimento de energia, toda a água em estado líquido vai se transformar em vapor d’água, até que em determinado momento teremos apenas vapor d’água no recipiente. A partir deste momento, se a energia continuar sendo fornecida, o vapor d’água iniciará o processo de aumento da sua temperatura. Num gráfico de temperatura x volume (figura 2), teremos: A, E, I, M - Água em estado líquido (líquido comprimido ou líquido sub-resfriado); B-C, F-G, J-K - Mistura de água em estado líquido com vapor d'água (saturação); D, H, L, O - Vapor d'água (vapor superaquecido); B, F, J – Água em estado líquido se transformando em vapor d'água (líquido saturado); C, G, K – A água em estado líquido termina de se transformar em vapor d'água (vapor saturado); As substâncias químicas puras apresentam em geral, diagramas semelhantes ao da água. Cabe ressaltar que existe um ponto na parte superior do gráfico onde o ponto de líquido saturado está coincidindo com o ponto de vapor saturado. Neste caso, chamamos este ponto de ponto crítico. Não há ponto de saturação neste ponto, ou seja, toda a água em estado líquido se transforma em vapor de uma só vez. Depuração do gás natural Muitos são os motivos para que seja feita a depuração do gás, esse processo, significa fazer a remoção de partículas liquidas do gás, essencialmente das gotículas de hidrocarbonetos. Esses hidrocarbonetos são oriundos de arrastes em fase liquida ou presentes na forma de névoas. A existência de líquidos na corrente gasosa provoca danos aos compressores de gás, e nos outros equipamentos térmicos , como turbinas, e interferem na eficiência da o unidade de desidratação de gás. 4.Vaso depurador É considerado o mais importante equipamento, que é utilizado nos sistemas de depuração de gás denominado vaso depurador. Geralmente, esse vaso é constituído, por quatros seções principais que, interligadas, possibilitam a separação das partículas liquidas e sólidas da fase gasosa, conforme demonstrado na figura abaixo. Gás depurado Eliminador de névoa Seção de coalescência Seção de entrada Gás natural Seção de precipitação Placa defletora Seção de drenagem Liquido Figura: Vaso depurador de gás natural 9 Seção de precipitação A seção de precipitação é antecipadamente planejada para atuação da força gravitacional, agilizando a separação das partículas existentes na corrente gasosa. A seção é formada pela região do vaso, na qual a velocidade da deslocação do gás, é considerada baixa e menos turbulenta. A decantação acontece em razão da brusca redução de velocidade e de mudança de direção de fluxo, fazendo com que gostas de maiores peso, que a força de arraste precipite na parte do fundo do equipamento. Seção de coalescência ou de crescimento Nessa seção são utilizados eliminadores de névoas, que tem a finalidade de remover as pequenas partículas de líquidos, ou seja, as névoas do gás natural. No entanto, vale ressaltar que a grande maioria dos dispositivos de eliminação de névoas, se inserem nas seguintes categorias: Placas corrugadas; Ciclone; Demister; Filtro coalescedor. Seção de drenagem Nesta seção, o fundo do vaso que tem a responsabilidade de fazer a drenagem do liquido que normalmente fica alojado nas seções anteriores. Dessa forma, o liquido que fica alojado é drenado do vaso depurador com o controle de nível. Nessa seção,é feira a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do liquido depois daseparação primária. No geral, o mecanismo de separação do gás e óleo e ação da gravidade, provocando a decantação do liquido. Para que essa operação seja feita com sucesso, o óleo deve fica retido um certo tempo no depurador, chamado de tempo de retenção, porém essa variável depende das características do óleo. Uma determinada especificação, normalmente adotada para depuradores, é tempo de retenção de um minuto. 4.4 Mecanismos básicos de formação de névoas Uma névoa consiste em toda partícula liquida de menor diâmetro menor ou igual a 10 μm, imersas em corrente gasosa. Em situações que as partículas liquidas são maiores que 10 μm, estas são chamadas de sprays. Através da figura ....é possível observar a distribuição típicas de partículas, por meio de faixas de diâmetro, expresso em micrometro ( μm ). A névoa constituída na seção de crescimento do vaso depurador precisa ser separada, e essa separação acompanha os mecanismos de formação de névoas como veremos a seguir : Borbulhamento Refere-se num tipo de mecanismo que é envolvido no processo de formação das névoas e sprays, que acontece em separadores de produção, evaporadores, geradores de vapor entre outros. Trata-se de determinadas partículas formadas através de borbulhamento, geralmente sendo maiores que 10 μm. Arraste mecânico Refere-se a um tipo de mecanismo envolvido na formação de névoas que normalmente, ocorrem em separadores de produção, tubulação, torres de absorção e também as colunas de destilação. Todas as partículas geradas através desse mecanismo por meio de ação mecânica são tiradas da corrente liquida pela corrente gasosa. Essas partículas geralmente, tem diâmetro que podem ter uma variação de 5 μm até 20 μm. Condensação Nas situações que as partículas geradas por meio de condensação, como por exemplo, condensação de água e óleo em determinados resfriadores, estas têm diâmetro bem reduzidos, via de regra, inferiores que 3 μm. Reação química As névoas procedentes de um tipo de reação química, como por exemplo, névoas de ácido sulfúrico gerado pela reação de vapor d’água e SO3 , da mesma maneira que as névoas advindas de condensação, geram partículas de diâmetro menor que 3 μm. 0,01 0,1 1 10 100 1000 10.000 μm Névoas Spray Poeiras Plumas ...Nuvens e neblinas Cabelo humano Fumaça de cigarra Figura: Faixa de distribuição de partículas 4.4 Mecanismo de captação de névoas A aprendizagem é um fenômeno que surge como resultado dos esforços de cada indivíduo. Em relação aos mecanismos de formação de névoas, além de compreender como acontece o processo, é necessário entender como os mecanismos são utilizados na captação da névoa que eventualmente é formada nos equipamentos de separação disponíveis. São basicamente três mecanismos de capitação de névoas como podemos demonstraremos abaixo: Impacto inercial Depois o gás chega próximo das fibras (malha), do elemento filtrante, há um tendência dele desviar . No geral, as partículas liquidas são maiores que 3 μm a 5 μm., contudo, as mesmas não são capazes fazer os desvio das fibras com a corrente gasosa e acabam, em razão da sua inércia, por colidir com a fibras. Interceptação direta Nesse tipo de mecanismo as partículas que não tem inércia considerada suficiente para sem interceptadas pelos filamentos do leito são desviadas juntamente com a corrente gasosa. Vale destacar que uma parte delas tem um curso no centro de uma determina linha que passa perto do leito filtrante, dessa forma, possibilitando as partículas chegarem ao leito. Desse modo, a metade do diâmetro dessas partículas, é maior que a distância entre a fibra e o centro da linha, na qual segue a partícula. Movimento browniano Partículas pequenas, que geralmente não tem inércia para serem interceptadas pelo leito filtrante e cujo diâmetro também é pequeno mas consegue evitar o impacto inercial, têm um tipo de movimento considerado aleatório muito acentuado, em função do impacto dessas partículas junto com as moléculas do gás. Esse tipo de movimento, faz com que as partículas colidam com os filamentos do leito. 4.4.1Principais problemas operacionais dos depuradores Atualmente, com os frequentes avanços tecnológicos, muitos problemas estão sendo atenuados, contudo deve se atentar para os eventuais problemas considerados operacionais dos depuradores. Os principais problemas que ocorrem nesses equipamentos são, os frequentes descontroles do nível do vaso e a pouca eficiência de retenção de névoa, que as principais são as seguintes: Tamanho da gotícula Neste caso especifico, é possível afirmar que quanto menor for a gotícula mas rápido ela acompanhará as vizinhanças da massa gasosa, quando escoada ao redor das curvas. Em uma determinada aplicação, inicialmente, todas as gotículas maiores são capturadas, e as menores serão chocadas. Densidade relativa Refere-se ao efeito de quantidade de movimento que é preciso para capturar vai depender das gotículas possuírem uma densidade substancialmente, maior que a do gás. Neste caso, quanto mais pesada for uma gotícula de um determinado tamanho, mais rápido ela vai se chocar com a palheta. Sendo assim, quanto mais denso o gás, com mais facilidade ele carreará as gotículas posteriores, sem serem capturadas. Velocidade do gás Em situações em que a velocidade do gás é baixa, as gotículas são arrastadas em volta das curvas sem serem capturadas. Para as operações de escoamento vertical, altas velocidades também contribuem para inibir o gotejamento do liquido dos eliminadores, resultando em crescimento liquido acumulado, gerando o fenômeno da inundação (flooding). Capacidade de liquido Neste caso, quanto mais rápido o liquido for capturado, mais liquido crescerá nos eliminadores no processo de drenagem, e assim, em menor velocidade do gás, que será tolerada sem arraste. Contorno dos anteparos e espaço Quanto mais fechadas forem as curvas no caminho do gás, acompanhadas por anteparos mais pertos um dos outros, o efeito captura inercial ira sobressair. Desse modo, o maior percentual de gotículas menores pode ser capturadas. Molhabilidade da superfície O desempenho será melhor caso a superfície esteja molhada pelo liquido arrastado. As partículas formam um tipo de filme que adere aos anteparos. Nos casos em que a superfície não esteja molhada, as gotículas capturadas ficam melhores para serem arrastadas. Desse modo, fica muito claro que a molhabilidade depende da composição de liquido, da superfície, da textura e rugosidade da superfície, podendo eventualmente, sofrer a influencia da temperatura. Principais ações corretivas Os avanços ocorridos, nas pesquisas tecnológicas, e nas inúmeras formas de minimizar os problemas operacionais dos depuradores tem tornado as ações corretivas mais eficazes. Diversos fatores determinam a importância das ações corretivas. De acordo com Vaz, Célio Eduardo Martins, 2011, as principais são as seguintes: A injeção de antiespumante nos separadores Modificação dos internos dos separadores de produção Modificação da localização do eliminador de névoa no depurador Modificação dos internos dos depuradores, através de instalação de dispositivos na seção de entrada de gás Alteração no modelo ou na tecnologia de eliminador de névoa Modificação de diâmetro de tubulaçãoe arranjo de linhas de entrada de gás ADOÇAMENTO DO GÁS NATURAL 5.1 Introdução O adoçamento 3 do gás natural, é definido como a remoção de componentes ácidos existentes na sua composição, como H2S ou CO2 . O processo de adoçamento, que geralmente, é aplicado para fazer a remoção H2S ou CO2 do gás natural, e denominado de dessulfurização e remoção CO2. Esse tipo de processo, tem três objetivos dentro do conjunto de operações de condicionamento: Segurança operacional Especificação do gás para transferência Redução da corrosividade do sistema 5.1.2 Processos de corrosão por H2S Os contaminantes do gás natural, como o composto de enxofre por exemplo, tem como principal característica a elevação das taxas usuais de corrosão dos equipamentos que geralmente, são utilizados na exploração e aproveitamento do gás. Os principais mecanismos de corrosão ligados á presença de H2S são os seguintes: Corrosão galvânica É provocada a partir da reação química do H2S com o ferro, gerando assim o sulfeto de ferro, que é um tipo de pó preto existente nas tubulações de transportes de gás natural, que é catódico comparado ao ferro de tubulação. Empolamento por hidrogênio Tipo de empolamento, causado pelo hidrogênio que vem da interação de hidrogênio atômico inclusões em superfícies de metal. Corrosão sob tensão Este tipo de corrosão geralmente, é gerada com a presença de sulfetos. Em razão da ação sinérgica dos sulfetos que existe este tipo de corrosão nos materiais susceptíveis e submetidos a esforço de tração. Neste caso, quanto maior for o teor de H2S, e maior a pressão de operação, maior será a chance de acontecer a corrosão sob tensão. 5.1.3 Escolha do processo de adoçamento Para fazer a promoção dos gases ácidos, normalmente, são utilizados processos físicos e quimicos. O critério essencial para a escolha do processo que será utilizado, basicamente passa pelo estabelecimento da pressão parcial do gás ácido a ser removido. A pressão parcial consiste na contribuição da pressão do componente ácido na pressão total do sistema. A escolha do processo a ser utilizado também é função da qualidade do gás a ser tratado e também da qualidade exigida pelo produto final. Solventes físicos Absorvem os gases ácidos na medida de suas pressões parciais. O solvente físico, mesmo com o fato de ser inconveniente e absorver hidrocarbonetos pesados, ainda é o mais utilizados porque é mais economicamente viável. Outro fator a importante, é que sua aplicação é a mais indicada principalmente, quando a pressão ou o teor do componente ácido são elevados. Solventes químicos Estes absorvem gases ácidos sem grande sensitividade no que se refere á pressa, contudo, sendo aplicáveis mesmo quando pressões parciais dos contaminantes, tanto, na entrada, como na saída, são baixas. Leito sólido A utilização do leito sólido, para o adoçamento do gás tem base na adsorção de gases ácidos na superfície do agente sólido, ou não eventual reação com algum componente existente no meio sólido. No entanto, vale destacar que os processos sólidos normalmente, são melhores aplicados para gases possuindo de baixa e média concentrações de H2S e mercaptans. O processo sólido tem alta seletividade em não consegue remover o CO2. Um dos processos mais selecionados é o que geralmente utiliza óxido de ferro suportado em material cerâmico. 5.1.4 Principais variáveis operacionais Pressão de operação da torre absorvedora Para o controle da unidade a pressão de operação da torre observadora, é uma variável de grande importância. Essa variável, estabelecer a eficiência da remoção dos compostos ácidos. Baixas pressões de operação contribuem para deslocar o equilíbrio das eventuais reações de neutralização do H2S CO2 na direção dos contaminantes diminuindo a eficiência da unidade . Relação H2S/ CO2 da carga Estabelece a otimização da concentração da solução MEA circulante. Neste caso, quanto maior a relação H2S CO2, maior dever ser a concentração de MEA utilizada. É necessário respeitar o limite de 20% de teor de MEA na solução, de forma a evitar a aceleração do processo corrosivo, provocado por esta. Vazão de água de reposição Nessa variável a água perdida na torre regeneradora deve ser reposta com a finalidade de evitar o excesso de teor de MEA na solução. Os valores considerados críticos, acima de 30%, aceleram substancialmente as taxas de corrosão. Dessa forma o acompanhamento da concentração da solução MEA é importante para fazer o ajuste do processo. Neste caso, a água dever ser desareada, visando evitar a corrosão em equipamentos, pela presença do oxigênio dissolvido em quase aquosa. Condensador Tocha Gás doce Filtros Água Torre Observadora Água Refervedor Tocha MEA pobre Vaso de expansão MEA rica Figura : Representação esquemática da unidade de remoção de H2S/ CO2 Diferença de temperatura entre MEA pobre e gás doce Nesta variável, é utilizado uma diferença de 6 o C a 8 o C entre a MEA pobre e o gás na seção de topo da torre absorvedora. A elevação da temperatura da MEA no topo muda o equilíbrio termodinâmico da reação de neutralização, com a consequente elevação do teor de H2S no gás tratado. Temperatura de topo da regeneradora Trata-se de um tipo de controle considerado mais eficaz da carga térmica do refervedor da torre regeneradora. Neste caso, a temperatura do refervedor não deve ultrapassar de 126 o C e além disso, é importante considerar que a degradação da MEA através da ação do CO2 aumenta sensivelmente as temperaturas mais elevadas. Teor de H2S no gás doce Esta variável define o padrão de eficiência de absorção da torre absorvedora. Nesta situação, quanto menor o teor residual de H2S no gás tratado ou doce, maior será a o padrão de eficiência da unidade de dessulfurização. Principais problemas operacionais da unidade Formação de espuma na solução MEA Esta formação está relacionada a alguns fenômenos físicos ou quimicos. Em relação aos físicos, o problema é provocado pela turbulência e nos fenômenos quimicos, a existência de agentes contaminantes ocasionam esse tipo de anormalidade operacional. A espuma atrapalha o controle do nível dos equipamentos pelo fato de provocar determinadas interfaces instáveis que acabam desestabilizando os sensores com o impacto negativo das variáveis que são controladas pelo processo. No geral, as causas mais usuais de formação de espuma são: Baixa eficiência dos filtros de carvão; Péssima qualidade de MEA; Qualidade ruim da água de reposição Presença de hidrocarbonetos na solução de MEA; Alta velocidade do gás na torre absorvedora. Alto teor de H2S/ CO2 no gás tratado Consiste no parâmetro de controle considerado mais importante da unidade. Neste caso, quanto maior o teor do H2S no gás tratado, menor será o padrão de eficiência da unidade. O fato é que qualquer tipo de variável que saia do controle consequentemente provoca um aumento de H2S e de CO2 no gás. Necessariamente, esse teor deve ser monitorado, para que seja evitado a eventual transferência de gás fora de especificação. Portanto, partindo dessapremissa básica, podemos admitir, que alguns motivos contribuem para a perda do aumento de H2S, e os principais são: Elevado teor de gases ácidos no gás de entrada; Má qualidade do MEA de reposição; Má regeneração do MEA; Baixa temperatura; Baixa eficiência do refervedor de MEA; Baixa vazão, ou concentração de MEA circulante. Ocorrência de corrosão na unidade Quando se trata de adoçamento do gás natural, a corrosão é sempre uma grande ameaça, e por isso, diversos fatores contribuem para a corrosão na unidade. Os principais fatores são: Tipo de amina utilizada; Temperatura reacional; Presença de contaminantes; Concentração da amina e gases ácidos no gás de entrada. No entanto, os fatores considerados mais críticos são a concentração da solução MEA e a relação H2S e de CO2. Observa-se que esses dois parâmetros contribuem efetivamente para determinar os custos operacionais da unidade de dessulfurização. Enquanto isso, a corrosividade da solução MEA, está diretamente relacionada ao parâmetro CO2/ H2S do gás de entrada. O CO 2 se destacada por apresentar potencial mais corrosivo que o H2S quando absorvido. Sendo assim, quanto menor for a relação do CO2/ H2S menor será a taxa de corrosão da unidade. Aumento da perda de MEA Nesse processo, há previsão da regeneração da MEA que é utilizada, contudo, sempre há eventuais perdas, as quais necessariamente devem ser minimizadas, considerando que as perdas de MEA, podem elevar os custos operacionais. O projeto da unidade deve fazer a previsão de uma determinada taxa de reposição de cerca de 2% da vazão circulante em um mês de operação contínua. Outros processos utilizados para o adoçamento Para alguns casos especificos no tratamento de gás natural, outros processos podem ser utilizados. Ainda que grande parte vão exigir maiores recursos de investimento, algumas razões especificas, podem determinar a sua utilização. Relacionamos abaixo, os principais exemplos: Leito sólido – por motivos econômicos é limitado para gases com menos 350 cm3/m3 de H2S, levanto em conta que em alguns casos não vale a pena fazer a regeneração do leito, que é descartado após a neutralização. Peneiras moleculares – tipo de processo de adsorção em que a água será sempre removida antes mesmo da remoção dos compostos de enxofre. O descarte H2S e CO 2 na regeneração das colunas das peneiras, é considerado uma fator negativo do processo. Processo Ryan Holmes – É utilizado com frequência em plantas de processamento de gás com gases de elevado teores de CO 2 . Um determinado aditivo, via de regra, o próprio Liquido do Gás Natural (LGN), é utilizado, com a finalidade evitar o congelamento do CO 2 , no processo, além de ajudar na separação do H2S e hidrocarbonetos. Permeação por membrana – Industrialmente utilizada para fazer a separação de gases com base na permeabilidade relativa. Neste processo, a velocidade de escoamento das moléculas que passam pela membrana é decrescente na seguinte ordem: H2O – O2 – Ar – CO – N2 – CH4. Dessa forma, é possível separar tais componentes semelhantes ao processo que é utilizado para análise cromatográfica do gás. Neste contexto, as membranas são constituídas por polímeros e esse tipo de processo, geralmente é usado como tratamento inicial na separação de CO2 devendo ser complementado por outro processo de polimento com o objetivo de garantir a especificação do gás. COMPRESSÃO DO GÁS NATURAL Introdução Os compressores, no sistema de produção de gás, são utilizados para fazer a intermediação entre a produção e aplicação do gás, levando em conta que o gás é produzido a uma determinada pressão, considerada inferior a aquela adequada para o uso. As aplicações do gás, principalmente, em sistemas marítimos de produção de gás associado, precisam de maiores níveis de pressão, e tem a finalidade de auxiliar na elevação do petróleo e a transferência de gás para o continente. Ao longo do tempo, a experiência tem mostrado, que boa parte dos poços considerados produtores de petróleo, só são considerados viáveis através da injeção de gás-lift , também tecnicamente conhecido como gás de elevação. O processo, acontece da seguinte forma, o gás-lift é injetado no poço por meio de válvulas especiais, que são estrategicamente localizadas na coluna do poço, que tem como objetivo, reduzir a massa especifica da mistura, e também o peso da coluna hidrostática com extensão entre o poço e o sistema de produção. Vale destacar que nas instalações de produção, locais onde o gás é produzido, o mesmo depende do fornecimento de energia de pressão para que seja transferido para o continente. Desse modo, a existência da unidade de compressão é justificada, porque o sistema é imprescindível para assegurar o melhor aproveitamento do gás natural e também a produção de petróleo. Efeitos da compressão De forma diferente que geralmente acontece no processo de bombeamento de determinado liquido, na compressão de gases acontecem pelo menos dois efeitos colaterais que são considerados muito importantes: a diminuição do volume específico e o aumento da temperatura. Quando um liquido assumido de forma incompreensível tem a superfície submetida a eventuais esforços externos crescentes, sua pressão se eleva, entretanto, não haverá transferência de energia. Considerando que não deslocamento do ponto exato de aplicação de força, em razão da irredutibilidade do volume, nenhum tipo de trabalho é realizado. No entanto, na compressão de um determinado gás a contratação do volume experimentada, implicará na realização do trabalho, o qual é recebido como forma de energia molecular interna. Tudo isso, pode explicar o motivo porque os compressores consumem energia muito melhores que aquelas exigidas pelas bombas. Elevação da temperatura O aumento da temperatura do gás comprimido é uma consequência de sua energia interna. Esse tipo de efeito é considerado raro e desejado, tendo em vista que agrava as dificuldade de projeto mecânico dos equipamentos usados nos sistema de compressão. A elevação da temperatura diminui a resistência mecânica dos materiais metálicos, e de uma maneira em geral, tornou-se mais fácil de sofrer a corrosão. No entanto, é um dos motivos que acabam limitando a razão da compressão, que é representada, pela relação entre a pressão de descarga e a pressão de sucção do compressor desses equipamentos. Sendo assim, para obtenção das pressões exigidas pelo processo de transferência gás lift, são instalados sistemas com compressores em série ligados a resfriadores e depuradores, sendo este um determinado conjunto conhecido tecnicamente, como compressão em multiestágios. Sistema de compressão em multiestágios Este tipo de sistema de compressão, tem como objetivo realizar a compressão em sucessivos estágios, de modo a obter a razão de compressão exigida pelo processo. Por esta razão, é preciso resfriar e depurar o gás após cada estágio de compressão conforme ilustrada na figura abaixo: 1 o Est 2 o Est 3º Est Figura: Sistema de compressão em multiestágio Compressores Os compressores consistem em equipamentos que tem a finalidade de fazer a elevação da pressão de um componente que esteja no estado gasoso. A pressurização acontece em razão do acionamento por motores elétricos ou por turbinas que podem ser a gás ou a vapor . Entretanto, existem vários tipos de compressores,que geralmente são classificados conforme a operação do fluido que se quer comprimir: compressores de fluxo contínuo ou de deslocamento positivo. Os compressores de fluxo contínuo são amplamente utilizados nos seguintes locais: Na indústria de processos químicos e petrolíferas; Na fabricação de ferro e aço e em plataformas offshore, para a reinjeção do gás para o poço e exportação do gás para a terra. Tipos de compressores Os dois compressores de uso industriais, mais utilizados são de princípios volumétricos e de princípios dinâmicos. As principais características dos compressores volumétricos, é o seu deslocamento positivo, o aumento de pressão que é obtida mediante a diminuição do volume ocupado pelo gás no centro da câmara de compressão. É fato que varias fases podem ser distintas na operação dessas maquinas, formando o seu ciclo de funcionamento. Primeiramente, determinada quantidade de gás é recebida no interior da câmara, a qual é seguida, e cerrada e passa a sofrer a diminuição do volume. Após, a câmara é aberta e consequentemente, o gás é liberado para o consumo. Este ciclo de operações é repetido a cada rotação do eixo propulsor do equipamento. O resultado desse ciclo, é um tipo de fracionamento constante que no qual a compressão, é feita com o sistema fechado, o seja, com o gás fora de qualquer tipo de contato com a secção e a descarga. Não vai demorar, para ser visto que poderá haver eventuais diferenças entre ciclos de funcionamento das maquinas conforme esse principio apresentado nesse capítulo em linhas gerais. Compressores dinâmicos Os compressores dinâmicos, ou turbocompressores, geralmente realizam a compressão em duas etapas distintas: primeiramente, o gás é aspirado por um determinado órgão rotativo munido de pás, que é conhecido como impelidor, que tem a responsabilidade de fazer a transferência de energia antecipadamente para acionador para o escoamento. No entanto, uma parte dessa energia obtida na forma de entalpia estando relacionado com o aumento da pressão que se manifesta ainda no impelidor. Entretanto, a outra parte, é transferida de forma cinética, por isso, há necessidade de uma segunda etapa do processo. Ela geralmente, ocorre em um determinado órgão fixo sem movimento, denominado difusor, que tem características necessárias geométricas necessárias para realizar a conversão da energia cinética do escoamento em entalpia, acarretando uma suplementar elevação da pressão. Partindo dessa premissa básica, os compressores dinâmicos realizam a compressão de forma contínua de modo que em nenhum tempo o gás perde o contato com sucção e a descarga, da mesma forma que acontece nos compressores volumétricos. Há alguns compressores que são utilizados na indústria, contudo, os compressores que são utilizados com mais frequência são os seguintes: Os alternativos; Os de palhetas; Os de parafusos; Os de lóbulos Os centrífugos Os axiais. Gases ideais Para gases que possuem massa específica baixa, verificado através de experimentos, temos a seguinte expressão: p.ν = R.T Onde: p: pressão absoluta do gás [Pa] ν: volume específico do gás R: constante do gás (propriedade de cada gás) T: temperatura absoluta do gás [K] Gases ideais ou perfeitos são os gases que seguem essa equação, e consequentemente a equação é conhecida como equação dos gases ideais ou perfeitos. Utilizando essa equação pode-se determinar a temperatura de um gás ideal, por exemplo, se forem conhecidos o seu volume específico e a sua pressão. Também pode-se transcrever a equação dos gases ideais da seguinte forma: Onde: V: volume de gás. m: massa de gás [kg] Onde: R: constante universal dos gases M: massa molecular do gás (massa de um mol de moléculas do gás, ou seja, de 6,02.10 23 moléculas do gás n: números de mols de átomos ou moléculas do gás [mols] Gases reais Todos os gases que não obedecem à equação referente aos gases ideais são denominados de gases reais. Para estes casos a equação adequada é a seguinte: Onde: Z: fator de compressibilidade do gás [adimensional] Esse fator de compressibilidade é função: da temperatura do gás, da composição e da pressão. Existem outras formas de demonstrara a equação dos gases, são elas: Mistura de gases Para os casos de mistura de gases teremos: - fração molar: - fração ponderal (mássica): - fração volumétrica: Para os gases ideais: A massa molecular aparente da mistura é apresentada por: Problemas operacionais Existem alguns problemas operacionais que podem ocorrer nos vasos separadores bifásicos e também nos vasos separadores trifásicos: Formação de espuma Obstrução por parafina Produção de areia Presença de emulsão Espuma As impurezas que estão presentes no óleo e que são de remoção impraticável, antes que o fluxo chegue ao separador são os maiores causadores de espuma. Essa espuma não representa um problema se no separador existir um acessório para remoção da espuma que assegure um tempo e uma superfície coalescedora suficiente para quebrá-las. Entretanto, o aparecimento de espuma em um separador apresenta alguns problemas como: controle de nível do líquido e ocupação de volume muito grande no separador, o que pode afetar a eficiência da separação. Coalescência é o processo de separação e consolidação de componentes de uma mistura (emulsão líquida). O coalescedor é o dispositivo usado para esse processo. Parafina O processo de separação pode ser afetado por acúmulo de parafina, as placas coalescedoras e a tela de arame na seção gasosa são suscetíveis a este tamponamento (impedimento do fluxo nos dutos). Orifícios ou bocas de visita precisam ser providenciados para que permita a entrada de vapor ou de solvente de limpeza nos internos do separador. Areia O acúmulo de areia pode causar interrupção ou até mesmo erosão nas válvulas, destruindo os internos do separador e acumulando-se no fundo do equipamento. Um revestimento especial pode minimizar os efeitos da areia nas válvulas do separador, já o acúmulo de areia pode ser diminuído com o uso de jatos de fluido e drenos. Emulsão Pode causas problemas com o controle do nível do líquido. A adição de produtos químicos, ou de calor, ou até mesmo de ambos, minimizam o problema. Acessórios 1- Defletor de entrada ou chicana (dispositivo primário de separação) (figura 10): Provoca uma mudança rápida na velocidade e na direção dos fluidos e, desse modo, separa o gás do líquido. Prato quebrador de espuma É usado para conduzir as bolhas (espumas) ao coalescedor. Quebra-onda São placas verticais que se estendem sobre a interface gás x líquido no plano perpendicular à direção do fluxo, evitando assim a propagação de ondas causadas pela instabilidade do processo. Quebrador de vórtice Ele interrompe o desenvolvimento do vórtice quando a válvula de controle é acionada e abre-se. O vórtice pode fazer a sucção de algum gás e arrastá-lo juntamente com o líquido. Extrator de névoa e placas coalescedoras (demister) As gotículas entram em colisão com a superfície dos extratores e lá coalescem, em seguida caem na sessão de coleta de líquidos do vaso separador. O demister é uma malhade metal onde as partículas líquidas coalescem e ficam presas, logo depois caem através da lei da gravidade. Jatos de fluido na areia e drenos Os acúmulos de areia e sólidos no fundo do vaso separador tornam-se bem compactos e interrompem o processo de separação por ocuparem espaço dentro do vaso. Para remover estes resíduos, um jato de fluido é bombeado, assim os sólidos são agitados e removidos através dos drenos. Após a separação no vaso separador, o gás segue para um vaso purificador, também chamado de depurador, cujo objetivo é remover o líquido arrastado daquele vaso pela fase gasosa. Nesse equipamento são utilizados extratores de névoa para coalescer o líquido. Pode existir, eventualmente após o vaso depurador, um equipamento para “adoçamento do gás”, ou seja, para a remoção de gases ácidos. São utilizadas aminas - monoetanolamina (MEA), ou dietanolamina (DEA), como líquidos absorvedores destes gases. Em seguida o gás é conduzido para um sistema de compressão, nesse sistema a sua pressão é elevada á patamares exigidos para certas aplicações. Logo após a fase de compressão o gás precisa ainda ser desidratado, esse processo é feito dentro de torres absorvedoras, através da circulação de um álcool (trietilenoglicol - TEG) nessas torres, em sentido contracorrente com o gás. Uma parte significativa do gás processado primariamente nas plataformas é utilizado nelas mesmas: a. para realização de gas lift, em poços produtores de petróleo; b. para geração de energia dentro da plataforma; c. para acionamento de turbo-compressores; d. como combustível para os fornos e as caldeiras. O restante do gás normalmente é exportado para ser processado nas Unidades de Processamento de Gás Natural - UPGN’s. HIDRATOS DO GÁS NATURAL As estratégias para evitarem a formação de hidratos sempre despertam um contínuo interesse quando o desafio é aproveitar da melhor maneira do gás natural, assim como óleo, produzidos nos respectivos campos de produção. A eventual formação de hidratos representam uma ameaça para que pode estar presente, nos dutos ou transporte, nos equipamentos de uma planta de processamento de processamento de gás natural. A existência desses hidratos, inclusive pode determinar a parada geral do sistema, provocando perdas e prejuízos, não obstante, tempo e o aumento do risco operacional. Alguns cuidados devem ser tomados para solucionar os problemas gerados pela formação de hidratos. O principal problema da formação de hidratos, é a água livre, ou também em equilíbrio com gás na fase vapor. O desafio é aprimorar as técnicas, e os cuidados, visando minimizar os riscos maiores, principalmente, quando o gás chega a temperaturas baixas no fundo do mar. O Brasil atualmente tem utilizado a grande maioria dos sistemas na produção offshore em águas profundas e ultraprofundas, o que aumenta ainda mais os riscos com a formação de hidratos. Conclusivamente, podemos afirmar que, varias unidades marítimas de produção , fazem uso de sistemas de elevação de óleo através de gás-lift, na grande maioria dos poços, considerando que a formação de hidratos, ainda é um grande ameaça, e tem gerado vários problemas, relacionados as perdas operacionais. É facilmente perceptível quando algo que se relaciona com a formação de hidratos não está a funcionar da melhor é possível verificar frequentes perdas e prejuizos, e comprometer os escoamento para o continente. Definição de hidrato O hidrato consiste em uma determinada solução sólida, tendo um aspecto visual, muito similar ao gelo. Em relação a composição do hidrtao, ainda é considerado mal definida, entre moléculas de hidrocarbonetos de baixo peso molecular e água. No entanto, os hidratos de gás geralmente, são classificados sob o ponto de vista quimico, como uma determinada forma de clarato. São cristais constituidos pelos componentes do gás em presença de água. Dentro de uma tipo de estrutura cristalina de hidrtato, os hidrocarbonetos ficam encapsulados, o seja, presos o centro da estrutura, justificando o tipo de favorecimento da formação de hidratos de moléculas de metano e etano. É importante, ressaltar que os que tem maior peso molecular, como: butano e pentano, em função do tamanho de suas cadeias, tem tendencia a dificultar a formação da estrutura cristalina, atrapalando assim a sua formação. Entretanto, os gases com elevado peso molecular ( grande quantidade de pesados ) que contribuem para gerar uma fase liquida de hidrocarbonetos ( condensado de gás natural ), quando estão no processo de resfriamento. De modo, que essa fase liquida tende a dificultar a formação de hidratos, e esses gases com altos teores de H2S e CO2 geralmente apresentam maior tendencia a formarem hideratos. Estrutura do hidrato A reflexão sobre a estrutura do hidrato não é recente, já observado em grandes momentos da história. Nos últimos anos tem sido mais intensificada, em função das grandes descobertas em águas ultraprofundas. Segundo Vaz, Celio Duarte Martins 2011, essa estrutura é formada pelas moléculas de água e hidrocarbonetos no processo de constituição de hidrato vai depender das seguintes características físicas do sistema: Pressão e também da temperatura do ambiente hidratado Conformação física desse ambiente ( pontos mortos ou de baixa velocidade de escoamento) Características químicas dos constituintes, como a composição do gás natural, presença e quantidade de contaminantes ( ácidos orgânicos, H2S1, CO2 sais, entre outros) Quantidade de água presente Em razão dessas caracteristicas o hirado acaba assumindo uma das seguintes esturuturas consideradas básicas: Tetradecaedro; Dodecaedro; Hexadecaedro Podemos tomar como base os aspectos que envolvem as estruturas e vamos perceber que em todas, tem moléculas de hidrocarbonetos aprisionadas em armadilhas conhecidas como (traps) constituidas por moléculas de agua que geralmente estão ligadas uma as outras, dentro uma estrutura coniderada rígida, muito parecida com o gelo. Local de formação de hidrato Como já vimos, os hidratos podem ser considerados como agentes de riscos que podem causar muitos prejuízos, e por isso, há sempre necessidade de atenuar os seus efeitos. Normalmente, eles ocorrem em locais: Pontos onde há acúmulos de água Curvas de tubulações Dentro das conexões Válvulas Gás Liq Como identificar a presença de hidratos Para fazer a identificação dos hidratos primeiro passo é ter acesso ao conhecimento das limitações operacionais da planta de processo, e obter informações importantes a respeito da temperatura de formação de hidratos. É um passo importante, porque ele terá como objetivo a redução das eventuais perdas operacionais, por conta da formação de hidratos. Entretanto, é sempre oportuno lembrar que a temperatura de formação de hidratos invariavelmente, sempre vai depender da pressão e densidade do gás. Partindo desse princípio, a medida que o hidrato se acumula na tubulação, naturalmente altera a pressão e vazão de escoamento, em linhas de óleo e, principalmente, em linhas de gás (gasoduto, ou gás de elevação). A restrição da área de escoamento provoca um aumentoda formação da pressão a montante da formação de hidratos, queda na pressão a jusante desta e, por consequência, a diminuição da vazão. O monitoramento dessas variáveis, através de leitura de indicadores de pressão e de vazão , contribui para a identificação antecipada de eventuais problemas. Utilização de Pigs Para cada problema há sempre algumas soluções na cadeia produtiva de petróleo e gás natural. Os Pigs também são importantes na limpeza e manutenção dos dutos. O termo PIG vem do inglês, que significa porco, assim denominado por ser empregado na limpeza dos dutos. Podem ser de 2 tipos: PIGS limpadores PIGS separadores PIGS limpadores Podemos simplificar a utilização dos pigs limpadores a 2 casos: 1º) Necessidade de reduzir perda de carga 2º) Necessidade de assegurar a qualidade do produto Nesse sentido, é possível ver que nas operações de limpeza de gasodutos, com a utilização do Pig os resíduos são removidos por estes. Métodos de dissociação de hidratos As ações devem ser sempre preventivas para minimizar os riscos da formação de hidratos, porém, quando ela se torna um fato, algumas medidas precisam ser tomadas urgentemente, que haja a dissociação, algumas delas são: A descompressão, Aquecimento Injeção de inibidores de hidrato A partir desse raciocino vale destacar que o processo de aquecimento é considerado o mais eficiente, e por isso, também o mais utilizado em unidades de processamento de gás natural UPGN, além de ser utilizados também em atividades voltadas para a produção onshore ( em terra ). Há que se deixar claro, todavia, que em plataformas marítimas, essa técnica não é bem vinda, por conta da dificuldade da identificação do local exato do tamponamento do hidrato, não obstante, a inexistência de determinadas ferramentas técnicas comerciais para aquecimento localizados em linhas no fundo do mar, com águas consideradas ultraprofundas. Da forma como atualmente é concebida, a técnica de descompressão ainda é muito utilizada para dissociar o hidrato formado nos gasodutos, mesmo não sendo uma pratica vista como usual em unidades de processamento de gás natural. Inibidores da formação de hidratos O processamento apenas do gás seco.com seu ponto de orvalho, especificado em relação á água para as condições operacionais do sistema,a inda é o modo mais seguro para que seja evitado a formação de hidratos. Dessa forma, é possível evitar a presença da água no estado liquido nas mais diversas condições de pressão de temperatura do sistema. Contudo, diversas vezes ocorrem certos desequilíbrios em determinados momentos na unidade que provocam um aumento no teor de água do gás, e isso, possibilita a formação de hidrato. Neste caso específico, a temperatura mínima da linha pode ser abaixo da temperatura da formação de hidratos havendo a necessidade de injeção de inibidores preventivamente. Assim, o que se pode deduzir, é que vários produtos podem ser adicionados com a finalidade de baixar a temperatura de congelamento e formação de hidratos. Por questões práticas, um álcool, ou um glicol é injetado com tipo de inibidor: Metanol, Etanol, Trietilenoglicol (TEG) Dietilenoglicol (DEG); Monoetilenoglicol (MEG). Ponto de injeção Com respeito ao inibidor de hidratos, ele tem como principal função de se combinar com a água livre reduzindo a temperatura que o hidrato se forma. É necessário que seja injetado na corrente gasosa antes que seja atingida a temperatura de formação de hidrato. Neste caso o ponto de injeção deve possibilitar maior dispersão possível no gás com a utilização de bicos nebulizadores. Inibidor Bico aspensor Tubulação Cone cheio Figura ... Bico injetor de álcool em gasoduto GÁS TRATAMENTO DO GÁS Introdução Nos tratamentos convencionais de derivados, a principal finalidade é extrair os compostos que trazem efeitos indesejados nos derivados. As impurezas mais especificamente, os compostos de enxofre, nitrogênio e oxigênio que estão presentes no petróleo, são formados durante o processo e por consequência também fazem parte dos derivados. Os processos de Tratamento Convencionais de Derivados contemplam todos os processos que tem como objetivo modificar ou remover os componentes que promovem alteração na qualidade dos produtos, sem modificar as características dos derivados. Neste caso, não ocorre modificação nos principais hidrocarbonetos que constituem os derivados, tendo em vista que, os compostos indesejáveis encontram-se em baixas concentrações em comparando com outros compostos hidrocarbonetos. Tratamento A exemplo que foi visto em relação aos contaminantes, na maioria dos casos, o gás natural dos campos de produção , vem composto por impurezas e umidade, assim, o gás natural precisa passar por um pré- tratamento, também denominado secagem do gás natural. Esse tratamento, normalmente realizado junto à jazida, é feito em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), resultando de um lado gás natural seco e de outro líquido de gás natural (LGN). Durante o processo de secagem do gás natural nas UPGN, normalmente, são removidos agentes contaminadores ou reduzidos os seus teores, com a finalidade de atender às especificações demandadas pelo mercado. Normalmente, esses tratamentos são muito eficazes, razão através do qual o gás natural seco (forma sob a qual é, normalmente, chamado de gás natural) é composto de uma mistura de metano e etano, com proporções altamente reduzidas em relação a outros hidrocarbonetos e de contaminantes. A proporção de metano nesta mistura normalmente é de 80 a 95%. Alguns compostos indesejáveis presentes nos derivados e suas fontes Efeitos das impurezas sobre as propriedades do produto COMPOS EFEITOS INDESEJADOS H 2 S Tipo de odor muito desagradável, tóxico podendo até provocar uma paralisia da função respiratória; corrosivo, geralmente dá positivo nos teste de corrosão da lâmina de cobre; inibe a ação direta do antioxidante; Oxida formando o enxofre elementar e diminui a octanagem da gasolina. Enxofre Elementar É corrosivo e geralmente dá positivo nos teste de corrosão da lâmina de cobre; diminui a octanagem da gasolina, se mantém como um tipo de depósito nos botijões de GLP, enquanto estes estão sendo consumidos. Mercaptans Tipicamente tem um odor indesejado; não dá resultado positivo no teste de corrosão, porém corroem o cobre sem descolorir a superfície; provocam dissolução de elastômeros ( junto de vedação do sistema de combustível de aviação; o tiofenol é reagente a formação de goma. Sulfeto e Dissulfeto Compostos Cíclico de Enxofre Formação de SO 2 e SO 3 por queima; reduz a octanagem da gasolina. Composto Nitrogenados básicos Através de oxidação produzem determinadas alterações na cor dos derivados; parece influenciar a formação de goma, tendo em vista que, o nitrogênio surge em pequena quantidade na análise química da goma. Ácidos Naftênicos Pelo fato de serem compostos
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