Apostila de Gás Natural

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Tipo Curso: Graduação em Engenharia de Petróleo
Professor: Djalma Silva
Disciplina: Gás Natural I
EMENTA:
Introdução: Importância do gás natural. Matriz energética. Conceitos Fundamentais Composição do gás natural. Comportamento dos gases. Comportamento P-V-T dos gases. Propriedades do gás natural. Poder Calorífico: Caracterização e definição. Reservatórios de gás natural: gás associado e não-associado. Especificação do gás natural. Condicionamento do gás natural: operações unitárias. Processamento de gás natural: processo Joule Thomson, Refrigeração Simples, Absorção Refrigerada, Turbo-Expansão, processos combinados, processamento de condensado do gás natural e processos de tratamento de produtos oriundos do gás natural. 
 
OBJETIVOS GERAIS:
Proporcionar aos discentes os conhecimentos necessários para o entendimento global dos problemas relativos ao sistema de gás natural, no âmbito nacional, dentro de uma abordagem técnica, econômica e logística.
 
OBJETIVOS ESPECÍFICOS:
Desenvolver as atividades de apoio operacional e logístico às atividades de gás natural, com vistas à otimização das operações. Entender às necessidades operacionais, através do conhecimento básico do assunto e da utilização de uma linguagem comum com as equipes de operação, da cadeia logística e de manutenção. Identificar os pontos críticos do processo adotando as medidas cabíveis quanto à segurança das pessoas, do patrimônio, do meio ambiente e operacional. 
 
UNIDADE I - Gás Natural:
1.1. Importância do gás natural
1.2. Matriz energética
1.3. Composição do gás natural
1.4. Comportamento dos gases
1.5. Comportamento P-V-T dos gases
1.6. Propriedades do gás natural
1.7. Poder Calorífico: Caracterização e definição
UNIDADE 2 - Condicionamento do gás natural:
2.1.Operações unitárias com o Gás Natural
UNIDADE 3 - Processamento do gás natural UPGN:
3.1. processo Joule Thomson
3.2. Refrigeração Simples
3.3. Absorção Refrigerada
3.4. Turbo-Expansão
3.5. Processos combinados
3.6. Processamento de condensado do gás natural
3.7. Processos de tratamento de produtos oriundos do gás natural.
BIBLIOGRAFIA BÁSICA:
CAMACHO, Fernando Tavares. Regulação da indústria de gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: Interciência, 2005..
COMAR, Vitor; MIRKO, Eduardo; COSTA, Fábio Edir dos Santos. Avaliação ambiental estratégica para o gás natural. Rio de Janeiro: Interciência, 2006.
VAZ, Célio Eduardo Matias; MAIA, João Luiz Ponce; SANTOS, Walmir Gomes dos. Tecnologia da indústria do gás natural. São Paulo: Editora Blucher, 2008.
BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTAR:
CARVALHO JUNIOR, João Andrade de; MCQUAY, Mardson. Princípios de combustão aplicada. Santa Catarina: Ed. UFSC, 2007
LEVENSPIEL, Octave. Termodinâmica amistosa para engenheiros. São Paulo: E. Blücher, 2009.
SANTOS, Edmilson Moutinho. Gás natural: estratégia para uma energia nova no Brasil. São Paulo: Annablume, 2002.
LOSS, Giovani Ribeiro. Regulação setorial do gás natural. Belo Horizonte: Fórum, 2007.
	PIQUET, Rosélia. Petróleo, royalties e região. Rio de Janeiro: Garamond, 2010.
 
I. PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DE COMPOSTOS QUÍMICOS
1. PRESSÃO DE VAPOR, PONTO DE EBULIÇÃO E VOLATILIDADE:
Vaporização e condensação, a pressão e temperaturas constantes, são processos em equilíbrio dinâmico, e a pressão de equilíbrio é a pressão de vapor. Numa dada temperatura, há apenas uma única pressão nas quais as fases líquido e vapor de uma substância pura podem existir em equilíbrio (vide ponto A na figura abaixo).
Os fatores relevantes que interferem na pressão de vapor de um líquido são:
•temperatura: um aumento na temperatura provocará uma nova condição de equilíbrio e conseqüente aumento da pressão de vapor;
•natureza do líquido: líquidos com forças de ligações intermoleculares menos intensas evaporam com mais facilidade, ou seja, possuem maior volatilidade (capacidade de evaporar) e, portanto, maior será a pressão de vapor dos mesmos. Com isso podemos afirmar que, quanto mais volátil for um líquido maior será sua pressão de vapor.
São importantes características do gás natural:
sua densidade inferior à do ar, seu baixo ponto de vaporização; 
o limite de inflamabilidade em mistura com o ar superior a outros gases combustíveis.
i. Densidade – o gás natural é o único gás cuja densidade relativa é inferior à 1,0, sendo portanto mais leve que o ar. Este fato tem importância decisiva para segurança das pessoas e instalações;
ii. Ponto de Vaporização – é o ponto em que ocorre a mudança de fase do estado líquido para o estado gasoso em uma certa combinação de temperatura e pressão. À pressão atmosférica a vaporização do gás natural ocorre à temperatura de (-162) ºC;
iii. Limites de Inflamabilidade – os limites de inflamabilidade podem ser definidos como as percentagens mínima e máxima de gás combustível em composição com o ar, a partir das quais a mistura não irá inflamar-se e permanecer em combustão. O limite inferior representa a menor proporção de gás em mistura com o ar que irá queimar sem a aplicação continua de calor de uma fonte externa. Em proporções menores ao limite inferior a combustão cessa quando interrompida a aplicação de calor. O limite superior é a proporção de gás na mistura a partir da qual o gás age como diluente e a combustão não pode se auto-propagar. Para o Gás Natural, os limites de inflamabilidade inferior e superior são, respectivamente, 5% e 15% do volume;
2. MASSA ESPECÍFICA (OU DENSIDADE) E °API
Densidade absoluta ou massa específica é uma propriedade física das substâncias cujo valor se calcula pela relação entre certa massa m de uma substância (ou mistura) e o volume V ocupado por essa massa.
Unidades usuais:
_ grama por centímetro cúbico (g/cm3);
_ no Sistema Internacional a unidade é o quilograma por metro cúbico (kg/m3).
Densidade Relativa pode ser obtida pelo quociente entre a massa específica desse material e a massa específica de um padrão. De modo geral, o padrão utilizado é a água destilada a 4 °C, cuja densidade absoluta pode ser considerada como 1,0 g/cm3.
A tabela abaixo apresenta a massa específica de algumas substâncias químicas:
• Grau API: escala desenvolvida pelo American Petroleum Institute – API, juntamente com a National Bureau of Standards, utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. É uma maneira de expressar a densidade de petróleos, definida pela seguinte expressão matemática:
dr (60°f) – densidade relativa da amostra em relação à água ambas a temperatura de 60°f (15,5°c).
A tabela abaixo apresenta a classificação quanto ao °API
Perspectivas de disponibilidades de óleos pesados (rendimento volumétrico).
3. VISCOSIDADE
É a medida da resistência de um fluido à deformação causada por uma força.
Descreve a resistência interna para fluir de um fluido (gás ou líquido) e deve ser pensada como a medida do atrito do fluido. Assim, a água é "fina", tendo uma baixa viscosidade, enquanto óleo vegetal é "grosso", tendo uma alta viscosidade.
A viscosidade também depende da temperatura. O óleo de um motor, por exemplo, é muito menos viscoso a temperaturas mais altas do que quando o motor está frio.
ESCOAMENTO EM DUTOS
É uma importante propriedade quando se consideram movimentações de produtos em tubulações devido à perda de carga que se verifica nas mesmas.
O fluido em um duto (tubulação) sofre forças de atrito. Existe atrito com as paredes do duto, e com o próprio fluido, convertendo parte da energia cinética em calor. As forças de atrito que impedem as diferentes camadas do fluido de escorregarentre si são chamadas de viscosidade. A viscosidade é uma medida da resistência de movimento do fluido.
A velocidade de um fluido real diminui para zero próximo da superfície de um objeto sólido. Uma pequena camada de fluido próximo às paredes de um tubo possui velocidade zero. A velocidade do fluido aumenta com a distância às paredes do tubo. Se a viscosidade de um fluido for pequena, ou o tubo possuir um grande diâmetro, uma grande região central irá fluir com velocidade uniforme. Para um fluido de alta viscosidade a transição acontece ao longo de uma grande distância e em um tubo de pequeno diâmetro a velocidade pode variar através do tubo como mostra a figura acima.
- Viscosidade absoluta ou dinâmica: é usada para expressar as forças absolutas que agem entre as camadas de líquidos. A unidade de medida é o Poise sendo mais usado o centipoise (cP).
- Viscosidade cinemática: é usada para expressar o movimento dos líquidos viscosos, correspondendo a relação entre a viscosidade absoluta de um líquido e sua densidade, à mesma temperatura. A unidade de medida é o Stokes sendo mais usado o centistokes (cSt). Atualmente tem-se utilizado largamente como unidade para a viscosidade cinemática área por unidade de tempo (10-6 x cm2/s).
A tabela abaixo exemplifica alguns coeficientes de viscosidade
4. PODER CALORÍFICO
Define-se como a quantidade de energia interna contida no combustível, obtida por unidade de massa ou volume, sendo que quanto mais alto for o poder calorífico, maior será energia contida. É também conhecida como calor padrão de combustão.
Um combustível é constituído basicamente de hidrogênio e carbono, tendo o hidrogênio o poder calorífico de 28.700 kcal/kg enquanto que o carbono é de 8.140 kcal/kg, por isso, quanto mais rico em hidrogênio for o combustível maior será o seu poder calorífico.
Há dois tipos de poder calorífico:
Poder Calorífico Superior (PCS) – é a quantidade de calor produzido por 1 kg de combustível, quando este entra em combustão, em excesso de ar, e os gases da descarga são resfriados de modo que o vapor de água neles seja condensado. Toda a água formada é condensada ao estado líquido. É o calor obtido na bomba calorimétrica para análise de combustíveis.
Poder Calorífico Inferior (PCI) – é a quantidade de calor que pode produzir 1kg de combustível, quando este entra em combustão com excesso de ar e gases de descarga são resfriados até o ponto de ebulição da água, evitando assim que a água contida na combustão seja condensada. Toda a água formada permanece no estado vapor.
Como a temperatura dos gases de combustão é muito elevada nos motores endotérmicos, a água contida neles se encontra sempre no estado de vapor, portanto, o que deve ser considerado é o Poder Calorífico Inferior e não o superior.
Principais características Físico-químicas do Gás Natural a serem estudadas:
Poder Calorífico Superior (PCS): Energia na forma de calor, (água formada no estado líquido);
Poder Calorífico Inferior (PCI): Energia na forma de calor, (água formada no estado gasoso). Diferença: Entalpia de condensação da água;
Densidade Relativa (H): Massa do gás por massa de ar seco;
Índice de Wobbe (IW): IW = PCS / d - energia disponibilizada em um sistema de combustão por um orifício injetor. Dois gases diferentes, com mesmo IW disponibilizarão a mesma quantidade de energia;
Poder anti-detonante: Capacidade do combustível resistir a pressão sem detonar (resiste a taxas de compressão de 1:16);
Número de octano: Para combustíveis líquidos. Gás natural 115 a 130, C1=140;
Número de Metano (NM): Capacidade anti-detonante do gás natural (limites: C1=100, H2=0); 
Ponto de Orvalho: Temperatura que ocorre a formação da primeira gota de líquido quando o gás é resfriado ou comprimido.
5. PROPRIEDADES TERMODINÂMICAS CRÍTICAS E RELAÇÕES PVT
ESTUDO DOS GASES
Os gases estudados serão considerados idealizados (gases ideais), mesmo porque seria muito complexo se levássemos em conta todos os detalhes referentes a cada gás que existe na natureza nas suas condições reais.
Características dos gases ideais:
é formado por muitas partículas em movimento constante e caótico (desordenado);
as partículas que formam o gás são todas idênticas (pontuais, rígidas e com mesma massa);
as forças de atração e repulsão entre as partículas são desprezíveis, elas só interagem entre si quando uma choca-se contra a outra (lei da ação e reação);
os choques entre as partículas são considerados elásticos (ideais).
VARIÁVEIS DE ESTADO DE UM GÁS
Para caracterizar um gás, é necessário analisar três grandezas que são importantíssimas para um gás: a sua temperatura, o seu volume e a sua pressão.
• temperatura (T): mede o nível de agitação térmica das partículas de um gás (átomos ou moléculas). a unidade usada para esta grandeza, no sistema internacional (SI), é o Kelvin (K).
• volume (V): é a medida do espaço tridimensional ocupado pelo gás. A sua unidade, no SI é o m3, mas algumas vezes o litro (l) será utilizado. É importante salientar que o volume de um gás sempre será igual ao volume do recipiente ocupado pelo mesmo.
• pressão (P): é a medida da força aplicada pelo gás na superfície das paredes do recipiente ocupado pelo mesmo. Esta força é aplicada pelas partículas do gás que se chocam contra as paredes do recipiente.
A sua unidade no SI é o N/m2 (Pa – Pascal), mas outra unidade muito utilizada é a atmosfera (atm).
1 atm = 105 N/m2
LEI GERAL DOS GASES
Esta lei é válida somente quando o número de mols do gás não muda, ou seja, quando sua quantidade dentro do recipiente não muda.
p1 ; v1 ; t1: pressão, volume e temperatura antes de se mudar qualquer uma destas variáveis de estado.
p2 ; v2 ; t2: pressão, volume e temperatura depois de se alterar estas variáveis de estado.
As equações empíricas que correlacionam as propriedades de estado constituem as expressões matemáticas das leis gerais dos gases ou equações de estado para um sistema considerado.
TRANSFORMAÇÕES GASOSAS ESPECIAIS
• Transformação Isobárica: a pressão do sistema se mantém constante durante a transformação.
Fundamenta-se na 2ª Lei de Gay-Lussac sobre a qual seguem as explicações abaixo:
Esta lei, descoberta por Joseph Louis Gay-Lussac nos princípios do século XIX, relaciona linearmente a pressão e a temperatura de um gás ideal, se o volume se mantiver constante.
Já a 1ª Lei de Gay-Lussac exprime o fato de que o volume de um gás perfeito aumenta quando se aumenta sua temperatura desde que a pressão seja mantida constante. A constante a é chamada coeficiente de dilatação térmica de um gás perfeito. Se a temperatura aumenta o mesmo acontece com a pressão e vice-versa. Suponha que a temperatura aumenta. Como o volume é mantido constante, o aumento de T provocará, pelas razões antes expostas, um aumento da pressão.
Na transformação isométrica (isocórica) de uma dada massa gasosa, a pressão é diretamente proporcional à temperatura absoluta.
•Transformação Isovolumétrica (Isométrica ou Isocórica): o volume do sistema se mantém constante durante a transformação.
Fundamenta-se na Lei de Charles (1ª Lei de Gay Lussac) sobre a qual seguem as explicações abaixo:
A lei de Charles (1781) diz que "o volume de uma massa fixa de um gás, mantido a pressão constante, é diretamente proporcional à temperatura absoluta":
V = CT
em que T é a temperatura absoluta e C é uma constante.
A lei de Charles, à luz da teoria cinética dos gases, permite-nos conceituar a temperatura de uma forma diferente da tradicional ou clássica. Pela lei de Charles, mantendo-se a massa, a espécie química, o estado gasoso e a pressão, e aumentando-se o volume, a temperatura deve aumentar. Ora, mantendo-se a espéciequímica, a massa molecular mm permanece constante e, portanto, a molécula-grama (M) não se altera (equação 1-2). Mantendo-se a massa, o número de moléculas (ou de moles) permanece constante
(equação 1-3). Aumentando-se o volume, o percurso que cada molécula deve efetuar até chocar-se com a parede do recipiente aumenta. Se a velocidade molecular permanecesse constante, o número de colisões por unidade de tempo diminuiria e seria de se esperar uma queda de pressão. Como a pressão permanece constante, admitimos que a velocidade molecular aumenta.
Percebemos aí uma relação entre velocidade molecular e temperatura, o que nos induz a pensar em temperatura absoluta como uma medida da energia cinética molecular média de um conjunto de moléculas. O conceito de temperatura absoluta torna-se claro e o zero absoluto representaria o repouso molecular (translacional).
• Transformação Isotérmica: a temperatura do sistema se mantém constante durante a transformação.
Fundamenta-se na Lei de Boyle sobre a qual seguem as explicações abaixo:
Estabelecida por Robert Boyle em 1662, diz que "o volume de uma dada massa de gás mantida a temperatura constante é inversamente proporcional à pressão":
em que V é o volume, p é a pressão e B é uma constante.
Se V é uma função de p (lei de Boyle), o que pode ser representado por f(p), então p é função de V, ou seja, p = g(V). Esta função g é chamada função inversa de f e pode ser representada por p = f-1(V). 
A expressão matemática para esta função inversa pode ser obtida de:
p = B/V
Esta expressão pode ser parcialmente entendida desde que se aceite os fundamentos da teoria cinética dos gases: "As moléculas movem-se ao acaso e em linha reta e ao atingirem a parede do recipiente que as contém, sofrem colisões perfeitamente elásticas". 
Durante o intervalo de tempo em que molécula e parede ficam em contato, a molécula sofre uma variação na velocidade, de forma que ao se desligar da parede a direção e o sentido desta velocidade acham-se alterados, conforme representado na figura a seguir. Neste intervalo de tempo a partícula fica sujeita a uma aceleração, a qual é a responsável pela mudança na componente vx da velocidade. Molécula e parede comportam-se como uma mola que é comprimida e a seguir volta a seu formato original. Logo, a parede do recipiente exerce uma força sobre a molécula durante o tempo de contato molécula-parede. Pelo princípio da ação e reação, esta mesma força é exercida, durante o mesmo tempo, pela molécula sobre a parede.
Ilustrando a ação exercida por uma parede, rígida e fixa, sobre uma bola elástica em movimento inercial ao chocar-se com a parede; a flecha aí representada durante o contato bola-parede, representa a força exercida pela parede sobre a bola. Este modelo presta-se a simular o que ocorre em nível molecular e ainda que existam fatores outros, pode-se, num primeiro estudo, desprezá-los a bem da simplicidade.
A força total (ou resultante) exercida pelas moléculas do gás, num instante t, sobre a unidade de área do recipiente, é a pressão p. Ou seja, p = F/A, em que F é a força resultante agindo sobre uma área macroscópica A.
Estatisticamente p independe da área A escolhida para a medida de F e do tempo considerado. Aumentando-se o volume V do sistema o percurso que cada molécula deve efetuar, até chocar-se com a parede do recipiente, aumenta, diminuindo o número de colisões na unidade de tempo e, conseqüentemente, diminuindo a pressão p, o que está em acordo com a equação.
Tanto a lei de Boyle quanto a lei de Charles referem-se a transformações que ocorrem em um sistema gasoso fechado, ou seja, no qual a massa não atravessa as fronteiras do mesmo.
Equação de Estado do Gás
O comportamento das variáveis pressão, temperatura e volume dos gases reais é bastante difícil de descrever e para modela-lo utiliza-se a Lei do Gás Perfeito ou Ideal. A partir de observações experimentais foi estabelecido que o comportamento das variáveis pressão, temperatura e volume dos gases à baixa densidade pode ser representado com bastante precisão pela seguinte equação de estado, chamada “Equação de Estado dos Gases Ideais”:
Onde:
P = Pressão [Pa = N/m2];
V = Volume [m3];
n = n.º de Moles;
R (Constante Universal dos Gases Ideais) = 8,3144 N m / (mol K);
T = Temperatura Absoluta [K];
O peso molecular do Metano (CH4) é 16,04, o que significa dizer que cada mol de CH4 pesa 16,04 gramas. Assim, conhecida massa de gás, pode-se calcular o número de moles.
Em densidades muito baixas, todos os gases e vapores reagem de maneira bastante próxima à relação P-V-T da equação de estado dos gases ideais.
Como a densidade é uma função da pressão e da temperatura, verifica-se que em pressões muito baixas e temperaturas superiores tal comportamento se verifica.
Em pressões maiores, o comportamento dos gases pode desviar-se substancialmente da equação de estado dos gases ideais. Para corrigir-se este desvio introduz-se, então, um fator de correção variável chamado Fator de Compressibilidade (z), e equação de estado dos gases reais:
Para um gás perfeito, z = 1; para o gás natural pode-se considerar o fator de compressibilidade do metano dado no seu diagrama de compressibilidade.
GENERALIDADES
Soluções líquidas são aquelas em que o disperso presente em maior quantidade é um líquido. Os outros dispersos podem ser sólidos, gases, vapores ou mesmo outros líquidos. As quantidades relativas dos dispersos podem, em teoria, assumir proporções as mais diversas. Na prática isto nem sempre é possível, pois dependendo das substâncias consideradas, a miscibilidade em certas condições não é total. Conseqüentemente, uma ou mais substâncias em maior ou menor grau se separa da solução, constituindo outras fases.
Consideraremos inicialmente apenas soluções binárias, constituídas por duas substâncias totalmente miscíveis (miscíveis em todas as proporções) e das quais uma seja líquida. A partir desse estudo, e sempre que possível, estenderemos as considerações para soluções mais complexas.
LIQUEFAÇÃO E VAPORIZAÇÃO
Antes de entrarmos propriamente no estudo das soluções líquidas, vejamos alguns conceitos fundamentais, de grande importância para o estabelecimento de relações úteis, e que situam-se exatamente na fronteira entre o estudo que ora iniciamos e o que terminamos de apresentar.
Numa transformação isotérmica tipo Boyle, verificamos nos itens precedentes que os gases reais comportam-se de forma diferente do gás ideal. Estudamos diferenças intrínsecas ao estado gasoso. Outras diferenças existem as quais estão relacionadas a transformações de estado. O gás ideal somente "existe" no estado gasoso. 
O gás real, pelas mesmas razões que o afastam do comportamento ideal, pode em determinadas condições transformar-se em líquido ou sólido.
Construindo-se gráficos representativos de transformações tipo Boyle, chama a atenção que, para o gás real, existe uma temperatura Tc abaixo da qual a contração isotérmica, a partir de um volume V1, atinge um ponto Bi (i = 1, 2, 3, ...) onde uma nova contração volumétrica, até um ponto Di, não se acompanha de variação da pressão. A partir de Di a pressão se eleva abruptamente para a mínima diminuição de volume.
Se efetuarmos a experiência descrita, verificaremos que em B1 inicia-se a liquefação e entre este ponto e Di temos uma mistura de duas fases, líquido e gás, de uma mesma substância química. A partir de Di o gás original estará completamente liquefeito conforme representado na figura abaixo.
Acima de Tc, a substância química considerada somente existe na forma de gás. Abaixo de Tc podemos considerar três regiões - figura abaixo – conforme exista líquido, gás, ou uma mistura dos dois. Tc é a chamada temperatura crítica e seu valor depende da substância química considerada. É costumechamar vapor ao gás com temperatura abaixo da temperatura crítica.
A experiência inversa, iniciando-se num ponto Ei do gráfico das isotermas e promovendo-se a expansão isotérmica do líquido, nos leva ao conceito de vaporização. Se efetuarmos a medida da pressão do sistema através de um manômetro, verificaremos que durante a vaporização ela não varia.
Dependendo da temperatura considerada na qual a experiência é realizada (lembrar que T permanece constante) e também da natureza do líquido, a pressão na qual coexistem líquido e vapor assume valores os mais diversos, chegando mesmo em alguns casos, a atingir níveis próximos a zero. Esta pressão, dependente apenas da temperatura e da substância química, quando no estado puro, e é chamada pressão de vapor do líquido considerado. 
A importância da pressão de vapor ficará cada vez mais patente à medida em que formos evoluindo no estudo das soluções líquidas.
PROPRIEDADES CRÍTICAS
A figura a seguir mostra o Diagrama P-T para uma substância pura. Este diagrama denomina-se Diagrama de Fases, porque as três fases, sólida, líquida e vapor, correspondem a três regiões diferentes do diagrama e estão separadas umas das outras por três linhas. 
A linha de sublimação separa a região do sólido da região do vapor, a linha de vaporização separa as regiões de líquido e de vapor e a linha de fusão separa a região de sólido da região de líquido. Estas três linhas encontram-se no ponto triplo. A linha de vaporização termina no Ponto Crítico.
Os Diagramas P-T das substâncias que se expandem, ou que se contraem, ao solidificar diferem, apenas, na forma da linha de fusão que se inclina para a direita no primeiro caso e para a esquerda, no segundo caso.
Para uma compreensão mais detalhada deste gráfico é importante conhecer o conceito físico de duas grandezas fundamentais:
1. Ponto Triplo – em física, o ponto triplo de uma substância é a temperatura e a pressão nas quais três fases (sólido, líquido e gasoso) de uma substância podem coexistir em equilíbrio termodinâmico.
Por exemplo, no ponto triplo a temperatura da água é exatamente 273,16 Kelvin (0,01 °C) e a pressão é 611,73 Pascal (cerca de 0,006 bar).
2. Ponto Crítico – Em física, o ponto crítico de uma substância é a temperatura e a pressão para o qual os estados de líquido saturado e de vapor saturado são idênticos.
Não há uma opinião uniforme e coerente entre os pesquisadores e autores de Química Geral, Físico-Química e Física, quanto aos termos "gás ideal" e "gás perfeito". Alguns identificam essas duas denominações, outros procuram estabelecer uma ligeira diferenciação, e há aqueles que simplesmente adotam uma delas, sem tomar conhecimento da outra, como se ela não existisse. Outro aspecto que pode ser considerado como mais um elemento complicador na análise das definições desses termos é que algumas delas não possuem, do ponto de vista físico, uma estrutura coerente. Finalmente, encontramos mais um elemento que contribui para aumentar a confusão existente nessas definições, quando conseqüências da Termodinâmica e da Teoria Cinética dos Gases são chamadas para auxiliá-las ou justificá-las.
Em alguns casos semelhantes há uma certa preocupação em apresentar a definição dos termos envolvidos com alguma coerência. Isto pode ser observado, por exemplo, quando conceitos bem estabelecidos são alterados para esse fim, como é o caso do conceito de ponto material – uma entidade abstrata e sem dimensão -, para se fazer uma distinção entre ponto matemático e ponto material físico [5], cuja finalidade é atribuir uma dimensão desprezível ao ponto. O objetivo é óbvio, uma vez que partículas pontuais não tem dimensão, e portanto, não podem colidir.
Não é difícil perceber a confusão, decorrente da falta de uma definição clara e concisa, existente nas formulações encontradas nesses livros e artigos; há confusão tanto no tratamento macroscópico quanto no microscópio. 
Com base na análise das definições e afirmações encontradas, as seguintes alternativas foram usadas para definir gás ideal e/ou gás perfeito:
1) procedimento experimental, com P 0 (ou T )
2) equação empírica: PV = nRT
3) leis empíricas: Boyle, Gay-Lussac e Charles;
4) consequências da Termodinâmica Clássica;
5) Teoria Cinética dos Gases:
	a) modelo das partículas pontuais;
	b) modelo de esferas rígidas.
De fato, os termos "ideal" e "perfeito" não têm o mesmo significado, o que se pode observar já nas suas próprias definições:
Ideal - é o que existe apenas na idéia; imaginário; aquilo que é objeto da nossa mais alta aspiração; é o modelo sonhado ou ideado pela fantasia de um pesquisador;
Perfeito - é aquilo em que não há defeito; magistral; notável, incomparável; que corresponde precisamente a um conceito ou padrão ideal; executado ou fabricado da melhor maneira possível.
Nas Ciências Exatas, a situação se complica ainda mais, uma vez que esses termos podem ter outros significados. Assim, com relação ao termo "ideal", ele pode ser interpretado como a aspiração máxima de representação físico-matemática de um modelo, entendendo, neste caso, como aquele que leva em consideração todas as variáveis que podem atuar em um determinado fenômeno e cujo desenvolvimento conduz a equações que reproduzem exatamente aquele fenômeno. Contudo, o termo "ideal" também pode estar associado à representação físico-matemática ou conceitual mais simplista do mesmo fenômeno, isto é, ele pode corresponder a uma situação em que expressões mais simples são obtidas, envolvendo ou não um menor número de variáveis. Nestas condições, ocorre em geral, a imposição de uma ou mais condições a uma ou mais variáveis microscópicas ou macroscópicas, a partir das quais se obtém aquela representação fenomenológica extrema (limite). Como existem diferenças nessas definições, somos levados a concluir que deve haver uma distinção também entre as denominações "gás ideal" e "gás perfeito".
Esta distinção para nós é pertinente, uma vez que, tomando o vapor d’água a 10 mmHg e 20ºC como exemplo, podemos dizer que ele tem comportamento ideal, mas não é gás perfeito, já que nestas condições pode ser condensado.
Acreditamos que uma das dificuldades inerentes a esta questão esteja em se estabelecer, com critério, a diferença conceitual entre o símbolos:
							= 0 e 0
Quando escrevemos igual a zero (= 0), estamos nos referindo a uma igualdade, a uma relação precisa, a uma afirmação, real ou não, a partir da qual queremos obter ou construir, sem aproximações, sem falhas, alguma coisa como por exemplo, uma teoria. 
A Teoria Cinética dos Gases Perfeitos (T.C.G.P.) estabelece em seus postulados dois vínculos extremos, em termos de igualdade, respectivamente, para o volume próprio das moléculas gasosas, e para as forças de interação entre as moléculas, representados por:
							vi = 0 e fi = 0
a partir dos quais, juntamente com as leis do movimento de Newton aplicadas às partículas, e da definição de pressão, se obtém, de forma rigorosa, a equação:
							PV = nRT
sem a necessidade de haver qualquer menção acerca do comportamento da pressão ou da temperatura para a sua obtenção. Conseqüentemente, de acordo com a T.C.G.P., ela deve ser válida para todo o intervalo dessas variáveis. Como resultado, quando representamos, graficamente, as leis de Boyle (T = cte) e de Gay-Lussac (P = cte), conforme os gráficos abaixo:
estamos nos referindo a essas leis como "Leis dos Gases Perfeitos"; caso contrário, como veremos mais adiante, não teria sentido representar, por exemplo, o eixo das pressões ou das temperaturas. 
Consequentemente, as representações bidimensionais e tridimensionais das isotermas, isócoras e isóbaras encontradas na maioria dos livros e artigos científicos [3b, 18c], são representações de "gás perfeito" e não de gás ideal".
O símbolo tendera zero ( 0) impõe uma condição, um vínculo para a validade do resultado que se vai obter após a sua utilização (a igualdade não necessita dessa lembrança). Não se trata de uma igualdade, mas de uma condição limite, em geral relacionada com uma impossibilidade prática, se ela fosse substituída pela igualdade (P = 0 em vez de P 0). Na igualdade, os resultados dependem rigidamente da relação assumida; na condição tender a ( ), por outro lado, a concordância com os resultados experimentais vai se tornando cada vez melhor à medida que nos aproximamos da condição imposta. Assim, ao escrevermos x = 0, estamos afirmando que só interessa o resultado obtido a partir dessa condição, enquanto que expressões do tipo X 0 (ou X ) significam que a relação obtida é tanto mais correta quanto mais nos aproximamos da condição imposta, isto é, em X 0. Assim, neste caso não tem sentido utilizar X como um dos eixos coordenados, a não ser na validade do vínculo.
Gás Real – é todo gás que existe, em qualquer condição de pressão e temperatura. É constituído por pequenas partículas materiais de massa mi, e dotadas de movimento caótico. Estas partículas estão sujeitas a forças de atração em longas distâncias e a forças de repulsão quando em curtas distâncias. A idéia de que elas têm massa é antiga e remonta aos tempos dos filósofos gregos: se elas não tivessem massa, não sentiríamos o ar bater em nossas faces. Por outro lado, as forças de interação são necessárias para explicar, por exemplo, o fenômeno da condensação. A existência e importância das forças de interação sugere a necessidade do conhecimento do potencial de interação entre partículas, para o conhecimento real do comportamento dos gases. É a falta de compreensão correta desses potenciais de interação entre partículas - mesmo empregando técnicas da Mecânica Estatística ou da Mecânica Quântica - que tornam este assunto um dos poucos sem resolução, desde o início da sua interpretação no século passado.
Gás Perfeito – é um gás hipotético, que não existe; é um modelo físico-matemático de umas das teorias mais bem construídas pela mente humana: a Teoria Cinética dos Gases. Um dos sucessos dessa teoria foi explicar, de forma convincente, as leis empíricas dos gases, a lei de Graham e outros resultados importantes como, por exemplo, a eqüipartição da energia total de um sistema. As duas maneiras mais simples de apresentar essa teoria são:
1. Teoria Cinética dos Gases Perfeitos
Seus postulados são os seguintes:
um gás perfeito é um sistema formado por um grande número de partículas puntiformes, dotadas de movimento caótico;
 suas partículas tem massa mi > 0, mas seus volumes são nulos, isto é, vi =0;
não existe força de interação, atração ou repulsão, entre as partículas, isto é, fi = 0, conseqüentemente, não há potencial de interação entre elas;
toda energia interna se encontra na forma de energia cinética translacional;
possuem velocidade e obedecem as leis do movimento de Newton;
propagam-se em linha reta;
os choques com as paredes do recipiente são perfeitamente elásticos, isto é, a energia cinética não pode ser convertida em outras formas de energia, como por exemplo, o calor. 
A partir desses postulados, podemos tirar as seguintes conclusões:
ao se estabelecer que o tamanho molecular é pequeno, queremos firmar a idéia de que o somatório dos volumes de todas as partículas é desprezível, isto é, existem poucas partículas, em outra palavras, estamos assumindo que o sistema se encontra em baixa pressão;
afirmar que as partículas não exercem forças de interação apreciáveis, também implica na existência de um número pequeno de partículas; conseqüentemente, também estamos assumindo que o sistema se encontra em baixas pressões; 
para terem energia cinética translacional, as partículas constituintes do gás só podem estar associadas a átomos ou partículas monoatômicas, uma vez que moléculas poliatômicas possuem energias cinéticas de vibração e de rotação. Com estes postulados, temos duas alternativas para desenvolver a Teoria Cinética dos Gases:
3.1) sem levar em conta o tamanho das partículas, mas aceitando os vínculos vi 0 e fi 0, o modelo reproduz a equação de Clapeyron; contudo, com essas condições somente são válidas em situações de pressões muito baixas (P 0), elas limitam a aplicação do modelo às regiões onde elas possam ser verificadas. Este modelo é comumente denominado "modelo de gás ideal";
3.2) levando em conta o tamanho das partículas, existirá um volume de moléculas que deve ser descontado do volume total do recipiente, a fim dese obter espaço livre para o gás; considerando ainda a ausência das forças intermoleculares, o modelo irá reproduzir a seguinte equação, conhecida como equação de Hirn:
e não a equação de Clapeyron.
3.3) Gás Ideal Comparando as considerações apresentadas anteriormente para os gases reais e perfeito, deparamo-nos com o seguinte problema: temos um gás real cujas propriedades P, V e T, podem ser determinadas experimentalmente e para o qual queremos obter uma equação chamada de "Equação de Estado", que apresente boa concordância quando comparada com valores experimentais. Em contrapartida, temos uma equação teórica, válida para um gás que não existe! Além disso, temos equações empíricas, obtidas de resultados experimentais sobre o comportamento dos gases reais, em condições particulares, que concordam com as conclusões da Teoria Cinética dos Gases Perfeitos. O gás ideal desempenha o elo entre o gás real e o gás perfeito, com o objetivo de dar coerência à situação apresentada anteriormente. Nestas condições, o gás ideal é um gás real, submetido a determinadas condições, em geral P 0, tais que sejam satisfeitos os seguintes vínculos:
o volume vi das partículas é muito pequeno em relação ao volume V do recipiente. Nestas condições temos:
 as distâncias entre as partículas são tão grandes que as forças de interação entre elas são muito fracas; isto quer dizer que podemos escrever:
fi 0
Esses vínculos podem ser observados se adotarmos as seguintes condições:
P 0 ou T
Como é muito mais fácil trabalhar com a condição P 0 (a outra, T , além da dificuldade de operação, fica limitada pela dissociação da partícula), esta é a condição mais empregada para se obter a equação do "gás ideal".
Com essas considerações, a equação que representa, rigorosamente, o comportamento de gás ideal é:
lim P.V = n.R.T p0
Portanto, um gás ideal é um gás para o qual temos: massa mi > 0, volume vi 0 e forças de interação fi 0.
Com essas definições de gás real, perfeito e ideal, e suas interações, é mais fácil compreender e entender a evolução do estudo do gases. No esquema que segue, apresentamos as características mais marcantes de cada definição e do elo entre elas.
I) modelo teórico;
II) modelo do gás ideal, a partir das condições do gás perfeito;
III) levantando as duas condições limites do gás ideal, deve-se obter a equação para gás real.
Conclusões
A partir das definições propostas anteriormente, podemos tirar as seguintes conclusões:
1) elas permitem estabelecer uma diferença mais clara entre os termos " gás ideal" e gás real",
2) através dessas definições, é possível estabelecer um vínculo entre elas, mostrando de forma natural a evolução do estudo dos gases reais;
3) esse mesmo tipo de tratamento pode (ou deve) ser aplicado a todo o fenômeno onde seja possível mostrar a diferença entre "ideal" e "perfeito".
DEFINIÇÕES USUAIS:
“Mistura de hidrocarbonetos de baixa massa molar”.
“É a porção do petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais do reservatório, e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas de pressão e temperatura”.
(Definição estabelecida na Lei nº 9.478/97)
1. COMPOSIÇÃO DO GÁS:
A composição do gás natural bruto é função de uma série defatores naturais que determinaram o seu processo de formação e as condições de acumulação do seu reservatório de origem.
O gás natural é encontrado em reservatórios subterrâneos em muitos lugares do planeta, tanto em terra quanto no mar, tal qual o petróleo, sendo considerável o número de reservatórios que contém gás natural associado ao petróleo. Nestes casos, o gás recebe a designação de gás natural associado.
Quando o reservatório contém pouca ou nenhuma quantidade de petróleo o gás natural é dito não associado.
COMPOSIÇÃO DO GÁS NATURAL BRUTO:
Os processos naturais de formação dos gás natural são a degradação da matéria orgânica por bactérias anaeróbias, a degradação da matéria orgânica do carvão por temperatura e pressão elevadas ou da alteração térmica dos hidrocarbonetos líquidos.
A matéria orgânica fóssil é também chamada de querogêneo e pode ser de dois tipos: querogêneo seco, quando proveniente de matéria vegetal e querogêneo gorduroso, quando proveniente de algas e matéria animal. 
Assim, o gás natural como encontrado na natureza é uma mistura variada de hidrocarbonetos gasosos cujo componente preponderante é sempre o Metano.
O gás natural não associado apresenta os maiores teores de Metano, enquanto o gás natural associado apresenta proporções mais significativas de Etano, Propano, Butano e hidrocarbonetos mais pesados.
Além dos hidrocarbonetos fazem parte da composição do gás natural bruto outros componentes, tais como o Dióxido de Carbono (CO2), o Nitrogênio (N2), Hidrogênio Sulfurado (H2S), Água (H2O), Ácido Clorídrico (HCl), Metanol e impurezas mecânicas. A presença e proporção destes elementos depende fundamentalmente da localização do reservatório, se em terra ou no mar, sua condição de associado ou não, do tipo de matéria orgânica ou mistura do qual se origino, da geologia do solo e do tipo de rocha onde se encontra o reservatório, etc.
2.TIPOS DE CAMPOS:
• Gás Associado: é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada diretamente pela produção do óleo (campo produtor de óleo). 
Caso não haja condições econômicas para a extração, o gás natural é reinjetado na jazida ou queimado, a fim de evitar o acúmulo de gases combustíveis próximos aos poços de petróleo.
Em geral, o gás associado possui maiores teores de componentes pesados e é separado do óleo, em superfície, em níveis de pressão que variam de 10 a 150 psi/g.
• Gás Não Associado: é aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo. Neste caso, só se justifica comercialmente produzir o gás (campo produtor de gás). 
As maiores ocorrências de gás natural no mundo são desses tipos de campo.
Entretanto, no Brasil as maiores reservas do gás existente (aproximadamente 80%) está associado a jazidas de petróleo.
A produção de gás não associado se reveste de um caráter eminentemente estratégico, na medida que é dimensionada para atender ao diferencial existente entre a demanda total de gás e a disponibilidade do gás associado.
Geralmente é produzido com elevadas pressões na superfície, objetivando melhor aproveitamento da energia dos reservatórios, e tem expressiva concentração dos componentes mais leves (metano e etano) em sua composição.
Figura 1. Origem do Natural em função dos tipos de poços de petróleo.
3. NATUREZA E COMPOSIÇÃO:
Por definição, Gás Natural é toda mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso ou dissolvido no óleo nas condições originais do reservatório, e que se mantenha no estado gasoso nas condições atmosféricas normais. É extraído diretamente de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros (gases nobres).
Sua composição pode variar dependendo do fato do gás estar associado ou não ao óleo, ou de ter sido ou não processado em unidades industriais. 
A composição básica inclui metano, etano, propano e hidrocarbonetos de maior peso molecular (em menores proporções). 
Normalmente apresenta baixos teores de contaminantes como descrito anteriormente.
		
Tabela 2. Características do Gás Natural – COMPOSIÇÕES TÍPICAS
NOTAS: 
1) Gás do Campo de Garoupa (Bacia de Campos)
2) Gás de Mirangá, Bahia
3) Saída da UPGN, Candeias, Bahia
4. OBTENÇÃO:
O Gás Natural pode ser processado com o objetivo de separar suas frações mais pesadas (riqueza do gás) de forma a facilitar o manuseio dos produtos obtidos na forma líquida sob determinadas condições de pressão e temperatura.
Entende-se por processamento do Gás Natural a seqüência de operações que tem por objetivo separar as frações mais pesadas do gás, de maior valor econômico, originando um outro gás, de menor valor energético, denominado Gás Natural Processado. 
As frações pesadas, obtidas no estado líquido, são constituídas por hidrocarbonetos de maior peso molecular enquanto o Gás Natural Processado é composto basicamente por metano e etano que, juntos, somam cerca de 75% em peso do Gás Natural.
Ao processar o gás natural úmido nas UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural), são obtidos os seguintes produtos:
o gás seco (também conhecido como gás residual); 
(ii) o líquido de gás natural (LGN), que contém propano (C3) e butano (C4) (que formam o Gás Liqüefeito de Petróleo - GLP) e a gasolina natural (C5+).
		Figura 2. Desenho esquemático do Processamento do Gás Natural.
5. DEFINIÇÕES IMPORTANTES:
* Gás Úmido: Gás Natural que entra nas UPGNs contendo hidrocarbonetos pesados e comercialmente recuperáveis sob a forma líquida (LGN).
* Gás Seco: produto do processamento do gás úmido, o qual não contém líquidos comercialmente recuperáveis (LGN).
*Gasolina Natural (C5+): extraída do gás natural, é uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra na fase líquida, em determinadas condições de pressão e temperatura, composta de pentano (C5) e outros hidrocarbonetos pesados. Obtidas em separadores especiais ou em UPGNs. Pode ser misturada à gasolina para especificação, reprocessada ou adicionada à corrente do
petróleo.
*Gás Natural Veicular (GNV): mistura combustível gasosa, tipicamente proveniente do gás natural e biogás, destinada ao uso veicular e cujo componente principal é o metano, observadas as especificações estabelecidas pela ANP.
*Gás Natural Liqüefeito (GNL): gás natural resfriado a temperaturas inferiores a -160°C para fins de transferência e estocagem como líquido. É composto predominantemente de metano e pode conter quantidades mínimas de etano, propano, nitrogênio ou outros componentes normalmente encontrados no gás natural. NÃO CONFUNDIR COM A DEFINIÇÃO DE LÍQUIDO DE GÁS NATURAL (LGN).
*Gás Natural Comprimido (GNC): todo gás natural processado e condicionado para o transporte em ampolas ou cilindros, à temperatura ambiente e pressão próxima à condição de mínimo fator de compressibilidade.
*Gás de Refinaria: mistura contendo principalmente hidrocarbonetos gasosos (além de, em muitos casos, alguns compostos sulfurosos) produzida no craqueamento e refino do petróleo. Os componentes mais comuns são hidrogênio, metano, etano, propano, butanos, pentanos, etileno, propileno, butenos, pentenos e pequenas quantidades de outros componentes, como o butadieno. É utilizado principalmente como matéria-prima na fabricação de produtos petroquímicos, na produção de gasolina de alta octanagem e na síntese orgânica de alcóois.
GÁS NATURAL ¹ GÁS COMBUSTÍVEL DE REFINARIA
*NÃO CONFUNDIR GÁS COMBUSTÍVEL DE RERINARIA COM GÁS NATURAL. AMBOS SÃO MISTURA DE GASES COM DIFERENCIADAS PROPORÇÕES E COMPOSIÇÕES.
COMPOSIÇÃO DO GÁS NATURAL COMERCIAL:
A composição comercial do gás natural é variada e depende da composição do gás natural bruto, do mercado atendido, do uso final e do produtogás que se deseja. Apesar desta variabilidade da composição, são parâmetros fundamentais que determinam a especificação comercial do gás natural o seu teor de enxofre total, o teor de gás sulfídrico, o teor de gás carbônico, o teor de gases inertes, o ponto de orvalho da água, o ponto de orvalho dos hidrocarbonetos e o poder calorífico.
Apresentamos na tabela 3 à seguir as normas para a especificação do Gás Natural a ser comercializado no Brasil, de origem interna e externa, igualmente aplicáveis às fases de produção, de transporte e de distribuição desse produto, determinadas pela Agência Nacional do Petróleo – ANP na Portaria n.º 104, de julho de 2002.
Além de obedecer aos índices estabelecidos pela Portaria 104/2002, o produto deve estar sempre livre de poeira, água condensada, odores objetáveis, gomas, elementos formadores de goma, glicóis, hidrocarbonetos condensáveis, compostos aromáticos, metanol ou outros elementos sólidos ou líquidos que possam interferir com a operação dos sistemas de transporte e distribuição e à utilização pelos consumidores.
O gás natural pode ser transportado sem odorização, exceto quando requerido por normas de segurança aplicáveis, porém, é obrigatória a presença de odorante na distribuição.
Para adquirir as características comerciais desejadas o gás natural bruto passa por tratamento em uma Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN, que efetua a retirada de impurezas e a separação dos hidrocarbonetos pesados.
 
	Tabela 3 – Especificação do Gás Natural (1) no Brasil: Portaria ANP 104, de julho de 2002.
OBSERVAÇÕES:
(1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis de partículas sólidas e partículas líquidas.
(2) Limites especificados são valores referidos a 293,15 K (20ºC) e 101,325 kPa (1atm) em base seca, exceto ponto de orvalho.
(3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular e para esse uso específico devem ser atendidos os limites equivalentes à região Nordeste.
(4) O poder calorífico de referência de substância pura empregado neste Regulamento Técnico encontra-se sob condições de temperatura e pressão equivalentes a 293,15 K, 101,325 kPa, respectivamente em base seca.
(5) O índice de Wobbe é calculado empregando o Poder Calorífico Superior em base seca. Quando o método ASTM D 3588 for aplicado para a obtenção do Poder Calorífico Superior, o índice de Wobbe deverá ser determinado pela fórmula constante do Regulamento Técnico.
(6) O gás odorizado não deve apresentar teor de enxofre total superior a 70 mg/m³.
Produtos Comercializáveis, que apresenta os principais produtos derivados dos hidrocarbonetos e sua classificação geral, os hidrocarbonetos mais pesados originam produtos de alto valor comercial.
Sendo assim, o gás natural comercializado é composto basicamente por Metano e as quantidades de etano e propano presentes são apenas suficientes para elevar o poder calorífico e alcançar o valor desejado, uma vez que o poder calorifico do etano 1,8 vezes maior que o do metano e o do propano é mais de 2,6 vezes superior ao do metano.
São importantes características do gás natural sua densidade inferior à do ar, seu baixo ponto de vaporização e o limite de inflamabilidade em mistura com o ar superior a outros gases combustíveis.
CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS:
_ poder calorífico superior a 9400 kcal/m3;
_ estabilidade de chama;
_ inflamável nos limites de 5 a 15 % de mistura com ar;
_ mais leve que o ar, se dispersa rapidamente;
_ temperatura de ignição entre 593 e 704 ºC;
_ isento de enxofre, vanádio e sódio - ausência de processo corrosivo;
_ maior relação H/C (4:1) - queima limpa com baixa emissão de poluentes;
_ característica antidetonante (altas taxas de compressão);
_ menor formação de depósitos, maior duração do lubrificante, menor desgaste do motor;
_ odorizado com produtos do tipo mercaptans.
CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL:
Esta etapa tem a função de remover compostos e materiais, que alteram as características do gás e que tem potencial de danificarem os equipamentos utilizados no aproveitamento do gás, dessa forma, é primordial assegurar condições mínimas de qualidade do gás natural, com vistas a realizar a transferência do mesmo de forma eficiente e segura, das áreas de produção até os centros processadores, evitando problemas como formação de hidratos, corrosão, ação de compostos agressivos, acidentes na manipulação, etc.
Condicionamento de gás natural é um termo genérico que abrange vários processos unitários (físicos, químicos e mecânicos) pertencentes a um sistema global de tratamento primário da produção de óleo e gás.
Tais processos têm a função de transformar a matéria prima produzida nos campos de produção (óleo bruto) em correntes especificadas de acordo com padrões técnicos, que permitam o transporte dos produtos gerados para as unidades de processamento de óleo e gás natural ou o descarte no mar, no caso da água produzida.
 
Figura 1. Esquema contendo as etapas básicas de condicionamento de gás natural de uma unidade de produção.
Os processos unitários mais comumente utilizados no condicionamento de gás natural são os seguintes:
Separação de óleo e gás;
Depuração de gás; 
Filtração de gás;
Dessulfurização e Remoção de CO2;
Desidratação; 
Compressão; 
Injeção de inibidor de hidrato.
Os gases ácidos presentes em vários campos de produção, quando presentes em teores elevados, comprometem a qualidade do gás a ponto de inviabilizar o seu transporte e utilização pelos consumidores.
A presença de resíduos sólidos em altos teores pode comprometer a integridade física do sistema de transporte de gás, (o qual é composto basicamente por gasodutos) a partir de fenômenos do tipo erosão e corrosão.
Após a etapa de separação a corrente gasosa entra na etapa de depuração e filtração, que tem como finalidade a remoção de gotículas de óleo de pequeno tamanho. O gás depurado e filtrado se dirige ao módulo de dessulfurização de gás, quando necessário.
O gás natural dessulfurizado é comprimido e segue para o módulo de desidratação de gás. Esta unidade tem a finalidade de especificar o gás tratado segundo o teor de umidade definido pelo projeto, para garantia do escoamento eficiente até a unidade de processamento, sem a ocorrência de hidratos e com a qualidade necessária.
Os principais compostos a serem removidos pelas etapas de condicionamento do gás natural ou reduzidos a determinados teores estabelecidos por Normas ou padrões são os seguintes:
Água; 
Compostos sulfurados (H2S, CS2, COS, etc); 
Dióxido de carbono (CO2); 
Sólidos (areia, óxidos de ferro, produtos de corrosão); 
Líquidos (condensado de gás, produtos químicos).
		Figura 2. Esquema simplificado do Processamento do Gás Natural.
Separação primária:
O processamento primário dos fluidos produzidos em um campo de produção se inicia com a separação de fases que ocorre no próprio campo. 
Essa separação pode ser apenas entre óleo e gás (separação bifásica), entre água, óleo e gás (separação trifásica), ou mesmo uma separação quaternária entre areia, água, óleo e gás. O nível de complexidade da planta de processamento primário vai depender do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnicoeconômica do campo de produção.
A separação primária de fases em um campo de produção é conseguida através da utilização de um vaso separador bifásico (separação de óleo e gás) ou trifásico (separação de óleo, água e gás).
Atualmente este último é mais utilizado, por permitir uma adequação mais fácil do óleo às condições de escoamento.O gás separado no separador sai do mesmo saturado de umidade e partículas muito pequenas de óleo (névoa).
		Figura 3. Desenho esquemático de um separador primário trifásico.
		Figura 4. Desenho esquemático de um separador primário trifásico em operação.
			Figura 5. Desenho esquemático do eliminador de névoa.
Dessulfurização e remoção de CO2 gás natural:
O processo de dessulfurização de gás natural tem três principais objetivos dentro do conjunto de operações do processamento primário de gás natural, quais sejam:
Segurança operacional; 
Especificação do gás para venda; 
Recuperação de gases ácidos para comercialização.
Os gases ácidos encontrados no gás natural são basicamente componentes do tipo: H2S (gás sulfídrico), CO2 (gás carbônico), mercaptans (RSH, onde R é um radical hidrocarboneto), COS (sulfeto de carbonila) e CS2 (dissulfeto de O CO2 apesar de não possuir valor energético, pode ter a sua recuperação viabilizada economicamente para utilização na recuperação terciária de petróleo ou comercialização para empresas de bebidas gasosas ou de gases compostos de enxofre como COS e CS2 não são removidos facilmente por processo de dessulfurização baseado em absorção com MEA (monoetanolamina). 
Esses compostos promovem reações de degradação da MEA circulante e, apesar de não apresentarem características corrosivas, podem sofrer hidrólise durante o transporte, propiciando a formação de H2S e O gás natural típico apresenta teores insignificantes de mercaptans, dessa forma, esta classe de contaminante não requer nenhum processo de purificação, diferentemente do gás de refinaria, onde a corrente gasosa é uma mistura de hidrocarbonetos de composições variadas oriunda de diversas unidades de processo. 
Neste caso, é inevitável a utilização de tratamento cáustico ou outro semelhante para a eliminação dos mercaptans e especificação das correntes de produtos gerados.
A segurança operacional está vinculada aos teores máximos de H2S permitidos no gás para a garantia da manipulação segura. 
O H2S é quase duas vezes mais tóxico que o monóxido de carbono (CO) e quase tão tóxico quanto o gás cianídrico (HCN). 
As conseqüências da exposição ao H2S, em teores variáveis são descritos na tabela abaixo:	
Tabela 1. Concentração de H2S e seus efeitos.
O processo de absorção química que utiliza a monoetanolamina (MEA) como solvente é o mais utilizado para tratamento de gás natural, principalmente se o mesmo tiver altos teores de gases ácidos. 
Tem como características principais, a necessidade de baixas taxas de circulação de solvente, fácil
remoção de H2S, devido a sua grande afinidade com o mesmo e boa eficiência do processo, mesmo quando submetido a baixas pressões (até o limite de pressão de 490 kPa ou 5 kgf/cm2).
A MEA é a amina de utilização mais generalizada devido principalmente, às suas características de baixo custo, alta reatividade, excelente estabilidade química, facilidade de recuperação e seletividade pelo H2S em presença de CO2. 
Devido a sua alta reatividade com o H2S e CO2, conduz a menores vazões circulantes, o que se reflete em menor consumo de utilidades, carga térmica e menores equipamentos, tornando o processo de menor custo quando comparado com unidades que utilizam a dietanolamina (DEA).
Como a MEA forma compostos não regeneráveis ao reagir com o COS e CS2, o seu uso não é recomendado no tratamento de gases com altos teores dos mesmos, como é o caso de gás de refinaria.
Características físico-químicas:
Massa molar: 61,08 kg/kmol;
Temperatura de ebulição: 171 °C;
Temperatura de congelamento: 10,5 °C;
Massa específica à 20 °C: 1.018 kg/m3; 
Fórmula química: HOC2H4 NH2.
Figura 6. Desenho esquemático do processo de absorção química com monoetanolamina (MEA).
Reações de neutralização dos compostos ácidos do gás natural:
Neutralização do H2S: 2 (HOC2H4NH2) + H2S ( (HOC2H4NH3)2S
Neutralização do CO2: 2 (HOC2H4NH2) + CO2 ( (HOC2H4NH3)2CO3
Desidratação:
Em princípio, todo Gás Natural produzido, associado ou não-associado, está saturado com vapor d’água, isto é, contem a máxima quantidade possível de água no estado vapor. Quantidades adicionais que tendem se vaporizar voltarão a condensar, exceto se houver alteração nas condições de pressão e/ou temperatura do gás.
O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: pressão, temperatura e presença de contaminantes, ou gases ácidos, que tem a propriedade de elevar este teor. Quanto menor a pressão e maior a temperatura, maior a capacidade do gás de reter água no estado vapor.
A água contida em uma corrente gasosa deve ser parcial ou totalmente removida com os seguintes objetivos:
• Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água condensada nas tubulações causa redução na área de passagem com o aumento da perda de carga e redução da vazão de gás que poderia fluir pelas mesmas;
• Evitar a formação de meio ácido corrosivo decorrente da presença de água livre em contato com gases ácidos que podem estar presentes no gás e impedir a formação de hidratos. É importante lembrar que o Gás natural processado deverá ser distribuído com o teor de água
enquadrado.
A função da desidratação do gás natural é especificar o teor de umidade do gás tratado para fins de escoamento para terra, gás lift e gás combustível, evitando a formação de hidratos nestes sistemas.
O gás natural oriundo de qualquer formação encontra-se saturado com vapor d’água. Conforme o gás vai se aproximando da superfície dentro da linha de produção do poço, começa a ocorrer formação de água livre.
A preocupação com a formação de hidratos passa a ter maior importância no momento em que a temperatura do fundo do mar atinge valores baixos (2 a 4°C) e pressões de escoamento acima de 1500 psi, condições comuns ao desenvolvimento de novos campos de produção, situados à lâmina d’água. 
Principais processos usados para a desidratação do gás:
i) Desidratação por Absorção – requer que haja contato entre o gás e a solução de absorvente. O contato pode ser em linha, como é o caso da injeção de inibidores, ou em uma torre recheada ou de pratos.
O processo se constitui, basicamente, de dois sistemas: o primeiro consistindo dos equipamentos à alta pressão, de contato entre o gás e o glicol, e o segundo compondo-se do sistema de regeneração da solução de glicol (remoção de água) à pressão atmosférica.
ii) Desidratação por Adsorção – entende-se por adsorção qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e retidas na superfície de um sólido por meio de forças de atração superficiais. 
O processo de adsorção também se aplica à correntes líquidas e que além da adsorção física o processo pode ser químico envolvendo uma reação entre o adsorvente e os compostos adsorvidos.
Principais tipos são: Alumina ativada; Peneira molecular e Sílica-gel.
Figura 7. Montagem representativa dos internos de uma peneira molecular.
Por outro lado, a presença de hidrocarbonetos mais pesados do que o etano, definida pelo ponto de orvalho do hidrocarboneto, também deve ser evitada para não permitir a condensação de líquido que poderá bloquear os gasodutos.
• Ponto de Orvalho (Dew Point): temperatura a determinada pressão onde	 ocorre a formação de fase líquida no gás.
Acerto do Ponto de Orvalho (Dew Point):
O controle ou acerto de Dew Point não tem por objetivo a recuperação das frações pesadas do gás, mas procura somente evitar a condensação destas frações pesadas nos dutos de transporte. 
O processo mais utilizado para este fim é a refrigeração porém a absorção com ou sem refrigeração também pode ser usada.
O processo por refrigeraçãoconsiste simplesmente no resfriamento do gás até uma temperatura T com conseqüente formação de condensado que sofre então uma estabilização, conforme descrito na seção anterior. 
O gás resultante é ainda suficientemente rico para ser processado em uma UPGN. 
A temperatura T deverá ser tal que a curva de pontos de orvalho do gás resultante não atinja, em toda a faixa de pressões de escoamento, a menor temperatura a que o gás será submetido a resfriamento em uma dada pressão.
Agente desidratante:
O glicol é um álcool comercializado nas seguintes formas: MEG (monoetilenoglicol), DEG (dietilenoglicol) e TEG (trietilenoglicol). O MEG é mais utilizado para desidratação de gás em unidades de processamento tipo absorção refrigerada e o TEG é o mais recomendado para absorção de umidade do gás natural em unidades de produção marítimas.
As características que determinam a escolha do glicol como agente desidratante utilizado para secagem do gás natural são as seguintes:
Alta solubilidade com a água;
Baixa volatilidade;
Baixa viscosidade;
Alta estabilidade química;
Não inflamável;
Grande capacidade higroscópica.
O poder higroscópio das soluções de glicol é diretamente afetado pelo teor do mesmo na solução com água, sendo tanto maior quanto maior for a participação do glicol na mistura. A quantidade de água removida da corrente gasosa aumenta à proporção que aumenta o teor de glicol na solução.
			
			Tabela 2. Características principais dos fluidos desidratantes.
Descrição do processo:
O processo de desidratação de gás que utiliza absorção com glicol é um processo que promove o contato íntimo entre duas fases, uma gasosa (gás natural) e outra líquida (a solução de glicol), podemos utilizar raciocínio análogo ao sistema de absorção com MEA, diferindo basicamente no fluido. 
O gás natural úmido, com elevado ponto de orvalho, entra na torre absorvedora e recebe em contracorrente a solução de glicol proveniente do sistema de regeneração. O contato entre o gás e a solução de glicol se dá intimamente através do leito recheado (constituído por recheio tipo sela intalox de aço inox, ou recheio estruturado, também de aço inox), e à medida que esta solução desce pela torre, absorve a umidade do gás natural.
No topo da torre absorvedora, um eliminador de névoa remove partículas líquidas de glicol arrastadas pela corrente de gás. O gás seco que sai pelo topo desta torre possui um teor de umidade em torno de 150 ppm v.v. e ponto de orvalho em torno de -1 ºC, nos projetos mais recentes.
O glicol que absorve a umidade do gás sai pelo fundo da torre passa por filtros para remoção de contaminantes e escoa para o sistema de regeneração de glicol para retirada da água absorvida.
Compressão de gás natural:
A etapa de compressão do gás natural é necessária para que o mesmo tenha condições de escoar do centro produtor até o centro processador destino, garantindo assim, a especificação do produto para posterior venda.
O gás isento de H2S é comprimido, normalmente em um turbo-compressor tipo centrífugo de dois estágios de compressão para atingir a pressão de descarga necessária para o escoamento até o centro processador e também para a injeção e gás lift, quando existente. 
Parte do gás comprimido é utilizada para suprimento do anel de gás combustível do centro produtor (uma plataforma ou uma base terrestre) para consumo interno.
Pode existir em alguns sistemas uma rede secundária de gás de baixa pressão que coleta o gás separado no segundo estágio de separação da produção. 
Este gás de baixa pressão é comprimido em um compressor booster tipo parafuso ou alternativo e alinhado para a sucção do sistema de compressão principal.
O gás natural pode ser processado com o objetivo de separar suas frações mais pesadas de forma a facilitar o manuseio dos produtos obtidos na forma líquida sob determinadas condições de pressão e temperatura.
Entende-se por processamento do gás natural a seqüência de operações que tem por objetivo separar as frações mais pesadas do gás, de maior valor econômico, originando um outro gás, de menor valor energético, denominado gás natural processado. 
As frações pesadas, obtidas no estado líquido, são constituídas por hidrocarbonetos de maior peso molecular enquanto o gás natural processado é composto basicamente por metano e etano que, juntos, somam cerca de 80% em peso do gás natural.
SEPARAÇÃO DO LÍQUIDO DE GÁS NATURAL – LGN:
O líquido de gás natural (LGN) é separado do gás para preservar a integridade física dos equipamentos responsáveis pelo sistema de escoamento do gás, bem como assegurar eficiência da taxa de transferência de gás para os pólos processadores (UPGN).
O equipamento responsável pela separação inicial do LGN é chamado de “SLUG CATCHER”. Para melhorar nosso entendimento iniciamos pelo termo "Slug", que é uma palavra inglesa de origem onomatopéica, que significa a movimentação ocasional de um bolsão de líquido no interior de tubulações destinadas a fluidos gasosos, como o gás natural e o GLP. O “Slug Catcher” é um equipamento inserido no sistema de escoamento do gás natural para remover líquidos arrastados, durante o transporte ou transferência, de modo a prevenir a presença de líquidos na corrente gasosa, extremamente prejudicial aos compressores de gás e a todo sistema por onde o gás está sendo deslocado. 
Figura Slug Catcher
Após a separação do LGN o gás segue para as Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) e o LGN para unidades que farão a estabilização das frações nele contidas, denominadas Unidades de Processamento de Condensado de Gás Natural. 
Há casos que essas unidades estão integradas ao complexo da própria UPGN.
Figura 1 – Desenho esquemático de um separador de condensado de gás natural.
Figura 2 – Desenho esquemático detalhando a separação do condensado do gás natural
Figura 3 – Desenho simplificado de um separador de condensado de gás de configuração mais simples.
TIPOS DE UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL:
Existem vários processos para adequar o gás natural as condições desejadas pelos consumidores internos ou não, bem como recuperar frações pesadas que podem ter utilização mais nobre. São eles:
_ Expansão de Joule - Thompson (J-T);
_ Refrigeração simples;
_ Absorção refrigerada;
_ Turbo-expansão;
_ Combinados.
O ponto vital deste tipo de unidade é o sistema de geração de frio, responsável pela liquefação dos componentes pesados do gás. 
O processo termodinâmico escolhido define o tipo de unidade utilizada.
Como processo combinado, podemos entender a utilização em conjunto de mais de um dos processos acima citados. 
Dessa forma, o processo turbo-expansão pode ser combinado com a refrigeração, quando for utilizado para processar gás com alto teor de frações pesadas. 
Também pode ser utilizado em conjunto com o efeito Joule-Thomson, quando não se tem com objetivo a geração de etano.
O processo absorção refrigerada, embora envolva duas operações unitárias distintas da engenharia de processo (absorção e refrigeração), não é considerado propriamente um processo combinado, pois não existe unidade que opere apenas com a etapa de absorção.
A ESCOLHA DO PROCESSO TERMODINÂMICO:
Basicamente, a escolha do processo a ser utilizado no projeto de uma nova unidade depende de fatores técnicos, ligados ao reservatório, e também de fatores econômicos de mercado.
O tipo de processo a ser adotado depende, fundamentalmente, dos seguintes fatores:
_ composição do gás;
_ pressão de gás disponível;
_ qualidade do gás residual requerida;
_ curva de produção (duração das reservas);
_ vazão de gás natural disponível;
_ produtos requeridos (C2, GLP...);
_ proximidade de centros consumidores;_ tempo de retorno do capital investido; 
_ localização dos campos produtores de gás;
Para o desenvolvimento de um Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica (EVTE) que normalmente dá suporte à decisão gerencial sobre a escolha do processo a ser utilizado, os fatores abaixo relacionados devem ser levantados e discutidos pelo grupo encarregado do estudo:
Muitas vezes, apenas um dos fatores acima define o único processo que deve ser utilizado em determinada aplicação. Como exemplo, se objetivamos produzir etano petroquímico, o processo já está escolhido, pois só a turbo-expansão tem capacidade de gerar o produto.
A quantidade de gás disponível também é muito importante nesta escolha. Á luz da avaliação financeira do empreendimento é mais difícil viabilizar unidades que utilizam tecnologias mais complexas como o processo turboexpansão, com baixa capacidade nominal (quantidade pequena de gás disponível).
A qualidade requerida do gás residual gerado também pode definir pela utilização ou não de um processo, haja vista de que processos de baixo investimento podem não garantir o atendimento a especificações mais rígidas.
Como exemplo, o processo Joule-Thomson não é capaz de garantir o atendimento à Portaria 104/2002 da ANP para venda de gás. 
Também o processo refrigeração simples pode necessitar ajustes para permitir esta garantia.
De uma forma geral, quanto maior rigor nas especificações dos produtos for requerido, maior deverá ser o investimento necessário, pois nos abriga a utilizar processos de tecnologia mais refinada, com sistemas de controle mais complexos e equipamentos mais eficientes.
PROCESSO JOULE-THOMPSON:
É o mais simples e barato dos processos, porém é também o de uso mais restrito, devido às suas limitações técnicas.
Este processo não garante a especificação para venda do gás processado, por isso não é considerado um processo completo, não sendo utilizado isoladamente no projeto de uma unidade de processamento de gás natural.
Basicamente, é um processo utilizado para acerto de ponto de orvalho de gás natural objetivando sua adequação para transporte. 
Dessa forma, o processo pode ser utilizado para separar frações pesadas do gás natural e permitir seu transporte em escoamento monofásico, de maior eficiência (elimina-se o risco de condensação no interior dos gasodutos de transporte).
Esse processo utiliza a queda de pressão do gás para a obtenção de baixa temperatura, sendo que neste caso a expansão dá-se numa válvula, podendo também recorrer a utilização de refrigeração auxiliar. 
Esse efeito é utilizado na produção de baixas temperaturas para a liquefação de gases.
Figura 4 – Desenho simplificado de um processo Joule-Thompson
REFRIGERAÇÃO SIMPLES:
É considerado um processo simples e de médio investimento, podendo gerar gás especificado para venda, embora este processo também possua algumas limitações técnicas, principalmente no que diz respeito ao teor residual de propano (C3) no gás processado.
O sistema mais delicado de uma unidade que utiliza este processo é o ciclo de refrigeração, o qual utiliza compressores de propano como fonte de frio para liquefação das frações mais pesadas do gás natural.
Normalmente, unidades que utilizam este processo termodinâmico são do tipo DPP (“dew point plant”) ou unidade de acerto de ponto de orvalho (UAPO).
Estas unidades têm como objetivo principal apenas especificar o gás processado, sem grandes compromissos com a especificação do líquido gerado e separado.
Apesar de também ser utilizado isoladamente, este processo termodinâmico normalmente é complementado por uma etapa de absorção quando é necessário um aumento da garantia de especificação de produtos e otimização do processo.
Figura 5 – Desenho simplificado de um processo de Refrigeração Simples
PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA:
O processo absorção refrigerada possui alto rendimento na recuperação de propano, sendo capaz de garantir a especificação do gás processado, conforme a Portaria 104/2002 da ANP.
Possui um custo médio razoável, dessa forma, precisa de uma vazão mínima que garanta o retorno do investimento. Normalmente, plantas com capacidade igual ou acima de um milhão de metros cúbicos por dia de gás natural têm retorno garantido em pouco tempo de operação, porém, em caso de carga com alto teor de riqueza (da ordem de 10%), podem ser viabilizadas com capacidades menores.
PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS:
As principais características do processo absorção refrigerada são:
·processo físico e exotérmico;
·utilização de solvente (óleo de absorção);
·mecanismo de absorção: lavagem do gás em contra-corrente;
·variáveis de controle importantes:
o temperatura;
o pressão;
o vazão de solvente;
 
aspecto crítico: afinidade x seletividade do solvente;
alta recuperação de propano;
alto investimento.
Figura 6 – Desenho simplificado de um processo de Absorção Refrigerada
SELETIVIDADE X AFINIDADE DO SOLVENTE
A aguarrás usada nas UPGN’s como solvente é escolhida em função de sua afinidade com os hidrocarbonetos presentes no gás natural com cadeias de três ou mais átomos de carbono. 
Os parâmetros usados no controle das propriedades de absorção da aguarrás são os pontos inicial e final de ebulição. Quando se quer maximizar a produção de GLP, para isso acrescentando maior quantidade de etano no LGN absorvido, pode-se usar uma diminuição no Ponto Inicial de Ebulição (P.I.E.) da aguarrás e com isso, tornando-a um pouco mais leve, aumentando assim, a sua afinidade com as frações mais leves do gás natural. 
O aumento da afinidade do solvente por esta ou aquela fração de hidrocarbonetos não é específico; por isso, não se pode separar o binômio “afinidade x seletividade”, ou seja, a seletividade da aguarrás não permite uma maior absorção de etano, sem um proporcional aumento da absorção de metano.
DESCRIÇÃO DA METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS TARIFAS DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL: 
Estrutura Tarifária
Existem basicamente dois tipos de serviços de transporte de gás natural por gasodutos. 
O Serviço de Transporte Firme (STF) e o Serviço de Transporte Interruptível (STI). No serviço firme o usuário contrata uma reserva de capacidade no gasoduto e passa a ter o direito de movimentar um volume diário de gás limitado por essa capacidade. 
O serviço interruptível depende da ociosidade de capacidade no gasoduto A alocação de custos entre usuários e serviços deve ser realizada de maneira transparente, estando explicita a parcela da receita total requerida a ser coberta por cada tipo de serviço. As tarifas aplicáveis a cada serviço e/ou carregador devem ser compostas por uma estrutura de encargos relacionada à natureza dos custos atribuíveis à sua prestação.
Dessa forma a tarifa de serviço de transporte firme pode ser estruturada com base nos seguintes encargos:
I. encargo de capacidade de entrada: destinado a cobrir os custos fixos relacionados à capacidade de recepção e os custos fixos relacionados à capacidade de transporte que não dependem da distância;
II. encargo de capacidade de transporte: destinado a cobrir os custos fixos relacionados à capacidade de transporte que dependem da distância;
III. encargo de capacidade de saída: destinado a cobrir os custos fixos relacionados à capacidade de entrega;
IV. encargo de movimentação: destinado a cobrir os custos variáveis com a movimentação de gás.
A tarifa do serviço de transporte interruptível pode ser estruturada com base em um único encargo volumétrico, aplicável à quantidade de gás efetivamente movimentada. 
É importante que o nível da tarifa interruptível seja estabelecido em função da probabilidade de interrupção e da qualidade relativa deste serviço