Apostila Processamento GN 2010

INSTITUTO BRASILEIRO BRASILEIRO DE PETRÓLEO, PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS BIOCOMBUSTÍVEIS

A P O S T T I L A P ROC E S S A M E N T TO D E G G Á S N N AT U U R A L

Walmir Gomes dos Santos . Engenheiro de Processamento Sênior Processamento Sênior . . agosto / 2010

SUMÁRIO

..............................................................................................................................................................................

I)

CONCEITOS BÁSICOS SOBRE GÁS NATURAL • • • • • • • • • •

Definições usuais Composições típicas Classificação dos contaminantes Características gerais Propriedades Físico-químicas Aspectos relevantes da composição Equivalência energética Prioridade de utilização Aplicações típicas Vantagens de utilização

II) REGULAÇÃO DO MERCADO DE GÁS NATURAL • • • •

Objetivo Especificação técnica do gás natural conforme a Resolução ANP nº16 Níveis de relacionamentos Cadeia Produtiva do Gás Natural

III) CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL • • • • •

Diagrama de blocos Separação primária Depuração de gás natural Dessulfurização de gás natural Desidratação de gás natural

IV) FORMAÇÃO DE HIDRATOS • • • • • •

Definição Estrutura básica Mecanismo de formação Identificação da ocorrência Métodos de remoção Injeção de inibidores

V) PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL • • • •

Objetivo Produtos Configuração básica Tipos de unidades de processamento de gás natural

VI) PROCESSO JOULE-THOMSON • • •

Fundamento termodinâmico Principais características Esquemático do processo

Apostila Processamento de Gás Natural

Prof. Walmir Gomes dos Santos pág. 1

......................... ..................................... ......................... ........................ ........................ ....................... ........................ ........................ ....................... ......................... ......................... ........................ ........... VII) PROCESSO REFRIGERAÇÃO

Fundamento termodinâmico Principais características Descrição básica do processo Esquemático do processo Principais problemas operacionais da unidade

• • • • •

VIII) PROCESSO ABSORÇÃO REFRIGERADA

Fundamento termodinâmico Principais características Descrição básica do processo Esquemático do processo Principais etapas do processo Principais problemas operacionais da unidade

• • • • • •

IX) PROCESSO TURBO-EXPANSÃO

Fundamento termodinâmico Principais características Descrição básica do processo Esquemático do processo Principais etapas do processo Principais problemas operacionais

• • • • • •

X) PROCESSOS COMBINADOS

Planta de gás de San Alberto - Bolívia Unidade de processamento de gás da UEGA – Araucária PR

• •

XI) COMPARAÇÃO ENTRE OS PRINCIPAIS PROCESSOS

Expansão isentálpica x isentrópica Refrigeração simples x absorção refrigerada

• •

XII) TRATAMENTO DOS PRODUTOS GERADOS

Tratamento cáustico do GLP Processos patenteados de tratamento Sistema de odoração

• • •

XIII) UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

Unidades existentes Novos projetos

• •

ANEXOS: •

ANEXO – 01: Ábaco J.J.Maketta – Determinação da umidade do gás natural



CONCEITOS BÁSICOS SOBRE GÁS NATURAL Introdução: Profundas mudanças no campo da tecnologia e da preservação ambiental, associadas ao enorme problema da dependência mundial do suprimento de petróleo, têm levado o gás natural a conquistar uma participação crescente no atendimento das necessidades energéticas de muitos países. No Brasil, embora o consumo venha se expandindo, este energético possui uma participação ainda limitada na matriz energética do país. Porém, as recentes descobertas de gás realizadas no Brasil, principalmente na Bacia de Santos, litoral da Bahia e do Espírito Santo, abrem uma nova dimensão mais otimista para o gás natural no cenário nacional. Tais descobertas têm grande potencial para atrair capital estrangeiro e ampliar toda a área de infra-estrutura de processamento, transporte e distribuição de gás, fortalecendo a participação do gás no desenvolvimento da indústria brasileira e fomentando significativamente o nosso emergente mercado de gás natural. Embora o gás natural tenha ainda uma participação modesta na matriz energética nacional, contribuindo com cerca 9% apenas, a demanda tem aumentado a um ritmo de mais de 20% ao ano, evidenciando que, se houver gás suficiente para suprir o mercado no futuro, essa participação será o dobro já nos primeiros anos da próxima década. É fato que a indústria nacional tem hoje um potencial para consumir cerca de 100 milhões de metros cúbicos por dia. A elaboração de estudos mais consistentes referentes aos aspectos técnicos e econômicos associados aos diversos usos do gás natural permitirá uma maior “alavancagem” ao crescimento do mercado de gás natural no Brasil. Neste sentido, o desafio consiste em desenvolver o mercado conforme as diretrizes de política energética do país e assegurar a aplicação dos recursos necessários a este desenvolvimento, desenvolvimento, através da utilização de capital nacional e estrangeiro. A elaboração do Marco Regulatório do Gás Natural, estabelecendo regras claras, transparentes e duradouras certamente tem muito a contribuir com este objetivo. Igualmente, a implementação de um Plano de Massificação do Uso do Gás é a condição necessária para se desenvolver demandas sustentáveis para o gás natural no país. Definições usuais:

- Gás natural : Conforme a definição estabelecida na Lei nº 9.478/97, gás natural 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. O gás natural é um combustível fóssil, basicamente uma mistura de hidrocarbonetos saturados leves, predominando o metano e, em menores quantidades o propano e o butano, entre outros. No estado bruto, apresenta também baixos teores de contaminantes, como o nitrogênio, o dióxido de carbono, a água e compostos de enxofre. É encontrado em rochas porosas no subsolo, podendo estar associado ou não ao petróleo. Pode ser extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. associado: É considerado gás associado, todo gás natural existente nos reservatórios, - Gás associado: É em que o plano de explotação prevê a produção de óleo como principal energético, reservatórios estes considerados como produtores de óleo. Apostila Processamento de Gás Natural


Caracteriza-se por um teor expressivo de hidrocarbonetos pesados na fase gasosa e pela produção em baixa pressão, como processo final de separação. - Gás não associado : É considerado não associado, todo gás natural existente nos reservatórios, em que o plano de explotação prevê a produção de gás como principal energético, reservatórios estes, considerados como produtores de gás. Caracteriza-se por uma porção de hidrocarbonetos de baixa massa molar (predominantemente metano) na forma gasosa, associada a outros hidrocarbonetos mais pesados na forma líquida, a qual se costuma chamar de condensado. - Condensado de gás natural: Mistura de hidrocarbonetos na fase líquida obtida da condensação do Gás Natural nos gasodutos e coletores durante o escoamento. - Heteroátomos: Átomos diferentes de carbono e hidrogênio que entram na composição química de moléculas de produtos considerados contaminantes para o gás natural, notadamente oxigênio, enxofre e nitrogênio. hidrocarboneto: Para que possamos entender as características do gás natural e, - Função hidrocarboneto: Para dessa forma otimizarmos a sua utilização, é necessário conhecermos o comportamento físico-químico dos seus principais componentes, através do estudo da função química dos hidrocarbonetos ou carboidretos. Esta é a função da química orgânica cujos componentes são formados por moléculas compostas unicamente por átomos de carbono e hidrogênio. Podem possuir moléculas de cadeias abertas ou fechadas, saturadas ou insaturadas. A função é dividida em famílias, as quais apresentam características bem definidas que identificam seus componentes. Dentre as famílias de hidrocarboneto hidrocarboneto existentes, sem dúvida a mais m ais importante para o estudo e compreensão do gás natural é a família dos alcanos. Todos os componentes representativos do gás natural pertencem a esta família. Fórmula Geral:

Cn H2n+2

Composição química do gás natural: O gás natural é constituído por moléculas de baixa massa molar da função hidrocarboneto, basicamente pertencentes à família dos alcanos. É comum identificarmos até o icosano (C 20) na cromatografia de um gás natural típico. Os principais componentes do gás natural são apresentados na tabela abaixo:



CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 C10H22

COMPONENTES HIDROCARBONETOS NÃO-HIDROCARBONETOS ( C1 ) metano N 2 nitrogênio ( C2 ) etano CO2 dióxido de carbono ( C3 ) propano H 2O água(vapor) ( iC4 ) isobutano H 2S gás sulfídrico ( nC4 ) n butano COS sulfeto de carbonila ( iC5 ) isopentano isopentano CS 2 dissulfeto de carbono ( nC5 ) n pentano ( C6 ) hexano ( C7 ) heptano ( C8 ) octano ( C9 ) nonano ( C10 ) decano

Contaminantes do gás natural: Os contaminantes mais comuns do gás natural geralmente estão associados aos heteroátomos, formando compostos estranhos ao gás natural. As moléculas de contaminantes, de uma forma geral, podem ser classificadas como compostos polares, de baixa massa molar, alta atividade química e alto potencial corrosivo. Os principais contaminantes do gás natural são os seguintes: ENXOFRE: H2S, Mercaptans (RSH) OXIGÊNIO: H2O, CO2, Fenóis, Fenóis, Ácidos orgânicos NITROGÊNIO: Aminas, Amidas, NO 2, N2 Classificação dos contaminantes: A fase de não hidrocarbonetos (contaminantes) pode ser classificada segundo três tipos básicos: - Inertes: Possuem como características principais o fato de não apresentarem reatividade química com os compostos e materiais da unidade, como o composto Nitrogênio; - Vapor d’água: A A sua presença deve ser limitada no gás exportado, uma vez que teores elevados contribuem para a ocorrência de formação de hidratos e corrosão; - Gases ácidos: Assim Assim são chamados, por formarem uma solução de características ácidas quando na presença de água, como o gás carbônico, gás sulfídrico e demais compostos de enxofre (sulfeto de carbonila e dissulfeto de carbono).



Características gerais do gás natural: • • • • • • • • •

Gás natural possui energia, apresentando poder calorífico calorífic o superior a 9400 kcal/m 3; Gás natural apresenta estabilidade estabili dade de chama, tornando-se tornando-se inflamável entre os limites de 5 a 15 % de gás em mistura com ar atmosférico; Possui temperatura de ignição entre 593 e 704 ºC, portanto bem acima da temperatura ambiente; Gás natural é mais leve que o ar, ar, por isso se dispersa rapidamente quando liberado; Isento de enxofre, vanádio e sódio, garante a ausência de processo corrosivo proporcionado por tais compostos; Maior relação hidrogênio/carbono hidrogênio/car bono (4:1), implicando implic ando numa queima limpa e com baixo índice de emissões de poluentes; Excepcional característica anti-detonante (aceita elevadas taxas de compressão, da ordem de 16:1); Menor formação de de depósitos, depósitos, maior duração duração do lubrificante, lubrificante, troca de filtros com menor frequência e menor desgaste dos componentes do motor; Odorizado com com produtos do tipo mercaptans para fins de comercialização. comerciali zação.

Propriedades Físico-químicas do gás natural: Cabe à ANP a definição das características técnicas do gás natural e definição dos principais ensaios a serem utilizados na determinação da qualidade do gás referidos aos seus respectivos significados e propriedades de desempenho: - Poder Calorífico Superior (PCS): (PCS): Quantidade de energia liberada na forma de calor, na combustão completa de uma quantidade definida de gás com o ar, à pressão constante e com todos os produtos de combustão retornando à temperatura inicial dos reagentes, sendo que a água formada na combustão está no estado líquido. - Poder Calorífico Inferior (PCI): (PCI): Quantidade de energia liberada na forma de calor, na combustão completa de uma quantidade definida de gás com o ar, à pressão constante e com todos os produtos de combustão retornando à temperatura inicial dos reagentes, sendo que todos os produtos inclusive a água formada na combustão estão no estado gasoso. Dessa forma, é válido dizer que o poder calorífico superior difere do poder calorífico inferior pela entalpia de condensação da água. - Densidade Relativa (d): Quociente (d): Quociente entre a massa do gás contida em um volume arbitrário e a massa de ar seco com composição padronizada pela ISO 6976 que deve ocupar o mesmo volume sob condições normais de temperatura e pressão. - Índice de Wobbe (IW): Quociente (IW): Quociente entre o poder calorífico e a raiz quadrada da densidade relativa sob as mesmas condições de temperatura e pressão de referência. IW = PCS

/√d

IW – índice de Wobbe PCs – poder calorífico superior d – densidade relativa Apostila Processamento de Gás Natural


O índice de Wobbe é uma medida da quantidade de energia disponibilizada em um sistema de combustão através de um orifício injetor. A quantidade de energia disponibilizada é uma função linear do índice de Wobbe. Dois gases que apresentem composições distintas, mas com o mesmo índice de Wobbe disponibilizarão à mesma quantidade de energia através de um orifício injetor à mesma pressão. - Poder anti-detonante: anti-detonante: O poder anti-detonante é a capacidade do combustível resistir na aplicação veicular, sem detonar, aos níveis de temperatura e pressão reinantes na câmara de combustão do motor, proporcionados pela compressão a que é submetida à mistura ar/combustível. - Número de octano: O octano: O poder anti-detonante de combustíveis líquidos (gasolina) é medido através do número de octano (MON ou RON). Os valores típicos do número de octano do gás natural encontram-se entre 115 e 130, sendo que o metano apresenta valor de 140. - Número de Metano (NM): (NM): No intuito de obter uma melhor representação do poder antidetonante dos combustíveis combustívei s gasosos, desenvolveu-se a nova escala denominada “número de metano – NM” que utiliza como referências o metano puro (NM = 100) e o hidrogênio (NM = 0). É empregado o procedimento disposto na Norma ISO 15403 para o cálculo do número de metano a partir da composição do gás. O número de metano indica a capacidade anti-detonante do gás natural resultante de suas características na aplicação veicular, sendo seus limites passíveis de comparação com a octanagem da gasolina. - Ponto de Orvalho: Orvalho: O ponto de orvalho é a temperatura na qual ocorre a formação da primeira gota de líquido quando o gás sofre resfriamento ou compressão. Os líquidos normalmente encontrados são água, hidrocarbonetos ou glicol, que apresentam pontos de orvalho distintos. O requerimento de segurança mais importante do gás natural é a temperatura no ponto de orvalho para evitar formação de líquido. A água no estado líquido é precursora da formação de compostos corrosivos através da combinação de componentes do gás natural, especificamente CO 2 e H2S. A combinação de agentes corrosivos e a pressão variável, durante o transporte de combustível, pode resultar em rachaduras metálicas e causar obstruções nos sistemas de gás. Aspectos relevantes da Composição do gás natural Frações ou percentagens mássicas, volumétricas ou molares dos principais componentes, componentes associados, traços e outros componentes determinados pela análise do gás natural. Para gases ideais a fração volumétrica equivale à fração molar. O propano e os hidrocarbonetos mais pesados apresentam poder calorífico, na base volumétrica, superior ao metano. Embora adequados aos motores de combustão, são indesejáveis em teores elevados no uso veicular por apresentarem poder anti-detonante muito inferior ao metano, assim reduzindo o número de metano. No que se refere ao emprego do gás natural processado em turbinas a gás e equipamentos industriais em geral, esses componentes acarretam problemas de qualidade de combustão. - Enxofre Total: É Total: É o somatório dos compostos de enxofre presentes no gás natural. Alguns Apostila Processamento de Gás Natural


compostos de enxofre na presença de água ocasionam a corrosão de aços e ligas de alumínio. O gás sulfídrico (H 2S) é o componente mais crítico no que se refere à corrosão. - Gás Sulfídrico: Sulfídrico: Sua presença depende da origem bem como do próprio processo empregado no tratamento do gás e pode acarretar problemas nas tubulações e nas aplicações finais do gás natural. O gás sulfídrico na presença de oxigênio pode causar corrosão sob tensão, especialmente em cobre, podendo ser nocivo aos sistemas de transporte e utilização do gás natural. - Inertes: Os Inertes: Os principais compostos inertes presentes no gás natural são o dióxido de carbono (CO2) e o nitrogênio (N 2). Sua presença em misturas gasosas reduz o poder calorífico, além de aumentar a resistência à detonação no caso do uso veicular e, portanto, o número de metano. A presença do dióxido de carbono se deve à técnica de extração do gás natural ou à ocorrência natural na origem do produto. O dióxido de carbono tem ação corrosiva quando na presença de água. - Oxigênio: Oxigênio: Presente em baixas concentrações. Nestas condições atua como diluente do combustível e é crítico na presença de água, mesmo em baixas concentrações, pois pode provocar corrosão de superfícies metálicas. - Partículas sólidas: Causam sólidas: Causam problemas de contaminação, obstrução e erosão dos sistemas de alimentação de combustível dos veículos e orifícios injetores de queimadores industriais. Quando o gás natural é destinado a utilização como combustível de turbina, as partículas sólidas provocam erosão nas partes em que circula o gás quente. - Partículas líquidas: Causam líquidas: Causam alterações bruscas na temperatura da chama e na carga da turbina a gás, retorno de chama nas chamas pré-misturadas e podem nuclear a condensação de frações mais pesadas do gás natural. Quando a presença de líquido é identificada no gás natural destinado a turbinas, são empregados separadores e o fluxo é aquecido para vaporizar a fase líquida. Equivalência energética: A comparação do gás natural com outros combustíveis líquidos nos permite definir uma equivalência energética entre os mesmos. A tabela abaixo apresenta quantos metros cúbicos de gás são necessários queimar para obtermos a mesma quantidade de energia de um metro cúbico de combustível líquido. COMBUSTÍVEL LÍQUIDO

GÁS NATURAL EQUIVALENTE (m3 gás / m 3 comb) (*) 1000

Petróleo Médio G L P

695

Gasolina

950

Óleo Diesel

1045

Óleo Combustível Combustível “A” (BPF)

1100

Óleo Combustível Combustível “B” (APF) 3

1090 o

OBS: (*) m de gás referido a 20 C e 1atm



Prioridades para utilização do gás natural: As prioridades de utilizaç utilização ão do gás natural, definidas na portaria do Ministério de Minas Minas e Energia MME no 1.061, de 08/08/1986, pelo então Conselho Nacional de Petróleo (CNP) são as seguintes: PRIORIDADE DE UTILIZAÇÃO: UTILIZAÇÃO:

1 - Reinjeção em poços de petróleo, produção de GLP e gasolina natural; 2 - Substituição de GLP de uso residencial, comercial, industrial e outros; 3 - Utilização como matéria prima na indústria Petroquímica e de Fertilizantes; 4 - Substituição do óleo diesel nas frotas de ônibus urbanos e interurbanos, em frotas cativas de serviços públicos, e em veículos de transporte de cargas; 5 - Substituição de derivados de petróleo na indústria; 6 - Outros usos a critério da ANP. Aplicações típicas do gás natural: O gás natural é o combustível de maior crescimento na matriz energética mundial, apresentando grandes vantagens de utilização como combustão limpa, eficiente, manutenção econômica e não poluidor do meio ambiente. A participação do gás natural na Matriz Energética Mundial é de 21%, havendo países como a Argentina que já superou a casa dos 30%. No Brasil a participação em 1995 atingia 2,7% e em 2002 atingiu 3,0%, um valor considerado muito pouco expressivo. Atualmente 50% da produção bruta nacional destina-se à venda, enquanto que, em outros países (média mundial), atinge 83%. A expectativa é que nos próximos anos, o gás natural passe a representar cerca de 10 a 12% da demanda de energia primária no País (participação de 10 a 12% na Matriz Energética Brasileira). O gás natural apresenta diversas aplicações, podendo ser usado como combustível para fornecimento de calor, geração e cogeração de energia, como matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e de fertilizantes. Na área de transportes, o gás natural é utilizado como substituto de outros combustíveis de maior custo para o consumidor (mais nobres), como o diesel, e a gasolina automotiva. As principais áreas de utilização do gás natural atualmente no Brasil podem ser assim definidas: - Indústrias de petróleo: Utilizado para injeção nos reservatórios para aumentar o fator de recuperação do petróleo, utilizado como combustível para geração de energia térmica em caldeiras, fornalhas e refervedores, muito utilizado em turbo-geradores para a geração de energia elétrica em plataformas e unidades de produção em terra e também para alimentar motores para acionamento de turbo compressores utilizados no escoamento do gás natural produzido.



- Transporte: Caracteriza-se como uma opção técnica e economicamente viável de substituição do álcool e gasolina para os veículos de passeio. Também pode ser usado em veículos pesados, movidos a diesel, como caminhões e ônibus de transporte urbano. O gás natural reduz fortemente a emissão de resíduos de carbono, o que aumenta a qualidade do ar, reduz os custos de manutenção e aumenta a vida útil do motor. Por ser mais barato que outros combustíveis líquidos, gera uma considerável economia para os usuários. Permite a geração de energia elétrica, a partir de motores a combustão - Setor Energético: Energético: Permite interna, turbinas a gás e até mesmo das recentes células a combustível. O gás natural também é bastante utilizado em sistemas de cogeração de energia, que é a produção seqüencial de mais de uma forma útil de energia, a partir do mesmo energético. Desta forma, pode-se, por exemplo, ter um sistema acionado por turbina a gás que gera energia elétrica e energia térmica, a qual pode ser utilizada em sistemas industriais de diversas formas. - Combustível industrial e comercial: O gás natural vem sendo utilizado como combustível na substituição de uma variedade de outros combustíveis alternativos, como: a madeira, carvão, óleo combustível, diesel, GLP, nafta e energia elétrica, tanto em indústrias, como em comércios. Proporciona uma combustão limpa, isenta de agentes poluidores, sendo ideal para processos que exigem a queima em contato direto com o produto final, como, por exemplo, a indústria de cerâmica e a fabricação de vidro e cimento. - Matéria Prima: Utilização como redutor siderúrgico em companhias siderúrgicas, utilização como matéria prima em processos de transformação química, principalmente para a produção de metanol, e na indústria de fertilizantes, para a produção de amônia e uréia. - Domiciliar: Domiciliar: Evita o consumo de energia elétrica para o aquecimento de água e ambientes, substitui o GLP em fogões e aquecedores domiciliares, oferece mais conforto e segurança no uso, diminuindo os riscos de vazamentos, intoxicação no manuseio e incêndio. Vantagens da utilização do gás natural: As vantagens da utilização do gás natural são bastante evidentes e definitivas, principalmente em se tratando de preservação ambiental, seja por emissão de menores índices de poluentes durante a queima, seja por redução de áreas desmatadas para a geração de combustíveis vegetais. • Melhorar

da qualidade do ar nas cidades, quando utilizado no transporte urbano e nas indústrias, através da queima isenta de resíduos e baixo teor de enxofre (baixa poluição); Favorecer o uso racional do carvão vegetal e da lenha, evitando o desmatamento indiscriminado e contribuindo para a preservação do meio ambiente;

•

•

Promover a redução de custos e a racionalização energética, aumentando a eficiência de certos processos industriais através da cogeração;

•

Garantir a qualidade na fabricação de produtos, através da estabilidade dos processos produtivos de produtos como cerâmica, vidros, felpudos e alimentos, conferindo aos mesmos, competitividade em nível internacional;



•

Redução de manutenção de equipamentos, custos operacionais e redução de estoques (menor imobilização financeira); Garantir a disponibilidade ampla, ampla, crescente e dispersa do combustível, combustível, possibilitando possibilitando a geração de energia elétrica junto aos grandes centros consumidores, com menores custos com redes de distribuição;

•

Reduzir a utilização do transporte de combustíveis combustíve is líquidos pela malha rodo-ferrohidroviária, possibilitando maior oferta para escoamento da produção industrial e agrária; •

•

Atrair capital externo para investimentos na cadeia produtiva do gás natural;

Permitir a diversificação das fontes de suprimento de energia, proporcionando maior autonomia energética ao país e segurança no abastecimento, através da utilização do gás de origem nacional nacional e importado (Diversificação da Matriz Energética Brasileira). •



CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL Introdução O objetivo do Condicionamento do gás natural é a remoção de compostos e materiais, que alteram as características do gás e danificam os equipamentos utilizados no aproveitamento aproveitamento do gás, dessa forma, garantindo as condições de qualidade mínimas do gás, 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. 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 Dessulfurização e Remoção de CO 2; • 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. 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 compostos a serem removidos pelas etapas de condiciona c ondicionamento mento do gás natural ou reduzidos a determinados teores estabelecidos por Normas ou padrões são os seguintes:



• • • • •

Água; Compostos sulfurados (H 2S, CS2, COS, etc); Dióxido de carbono (CO 2); Sólidos (areia, óxidos de ferro, produtos de corrosão); Líquidos (condensado de gás, produtos químicos).

Diagrama de blocos O diagrama de blocos abaixo apresenta as etapas básicas do condicionamento de gás natural em uma unidade de produção:

Dessulfurização Remoção de CO2 Separação primária

Depuração

Compressão

Desidratação

Consumo interno

Exportação

Injeção de produtos químicos

Condicionamento do Gás

Processamento (UPGN)

Reservatório

Gás especif icado Fig: Diagrama de blocos do condicionamento

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). Apostila Processamento de Gás Natural


Separador de produção trifásico

Gás ú úmido

Óleo bruto

óleo Água ooleosa Fig: vaso separador primário de produção

Depuração de gás natural

Depuração do gás significa remoção de partículas líquidas do gás, principalmente gotículas de óleo. Este óleo é proveniente de arraste em fase líquida ou sob forma de névoas. Basicamente, um sistema eficiente de depuração em uma unidade de produção de petróleo evita uma série de possíveis problemas operacionais nas etapas do condicionamento de gás natural subseqüentes. A presença de líquidos na corrente gasosa causa contaminação dos produtos químicos injetados na etapa de tratamento de gás, perda de eficiência da unidade de desidratação de gás, além de graves problemas na compressão e na unidade de tratamento de gás combustível (a presença de líquido no gás combustível pode gerar sérios danos a equipamentos complexos como as turbinas acionadoras de geradores e compressores de uma plataforma de produção). O sistema de depuração consiste basicamente de vasos depuradores que, de acordo com a vazão de líquido, são verticais ou horizontais. Os vasos depuradores possuem quatro seções principais para promover a separação das partículas da fase gasosa: - Seção de entrada: É utilizada para separar a porção principal de líquido livre da corrente de entrada. O bocal de entrada deve direcionar o fluxo tangencialmente à parede interna do vaso, ou anteposto a uma placa defletora. Esta possui a vantagem do efeito inercial da força centrífuga e a variação abrupta da direção, obtendo assim, a separação da maior parte de líquidos provenientes da corrente gasosa. - Seção de precipitação: É planejada para a atuação da força gravitacional, aumentando a separação das partículas que entram. É constituída pela porção do vaso, na qual a velocidade com que o gás se desloca é relativamente baixa e pouco turbulenta.



- Seção de crescimento: Utiliza os eliminadores de névoas, que remove as partículas pequenas de líquido (névoas). Esta seção é responsável pela performance do equipamento, que possui o destaque do referente trabalho. - Seção de drenagem: É o fundo do vaso, responsável pela drenagem do líquido retido nas seções anteriores. Gás depurado

Eliminador de névoa

Seção crescimento

Seção entrada Gás úmido

Seção precipitação

Placa defletora

Seção drenagem líquido Fig: vaso depurador de gás natural

Equipamentos típicos para eliminação de névoas São utilizados no interior dos vasos depuradores, com o objetivo de reter partículas bem pequenas de líquidos, na forma de gotículas arrastadas do processo primário de separação. - Eliminadores Mesh Pads (Demister ou Wire Mesh): Consiste em um colchão de tela de fio metálico tipo arame, enrolada ou disposta em camadas. É fabricado em qualquer tamanho e forma requeridos, podendo ser instalado em qualquer vaso de processamento, novo ou já existente. O principal mecanismo de captação de névoas é por impacto inercial. As gotículas líquidas que se encontram em suspensão, em uma corrente gasosa, tentam passar através do colchão; mais devido a sua maior inércia, não se desviam dos fios da tela e se chocam com a superfície dos mesmos, ficando brevemente retidas. Estas gotículas se acumulam e crescem em seu tamanho, até que possam sobrepujar a força do fluxo do vapor e a tensão superficial caindo livremente (fenômeno denominado de coalescência).



Fig: Eliminador de névoa tipo Wire Mesh

- Eliminadores Vane Type (Tp Vane): Consiste basicamente, por um conjunto de chapas metálicas no formato de “zig-zag”, onde, o principal mecanismo de captação de névoas também é por impacto inercial. O gás escoa, horizontalmente ou verticalmente, e as palhetas direcionam o escoamento do gás em um modelo sinuoso. As gotículas de névoa são carregadas adiante pelo gás. Por causa do momentum das gotículas de densidade maior, estas tendem a moverem em linhas mais retilíneas que o gás. Em toda a mudança na direção do gás, algumas gotículas chocam-se e aderem na superfície. O gás escoando em volta de uma curva gera uma força centrífuga que lança as gotículas para fora. As gotículas capturadas coalescem sobre as palhetas, formando gotas maiores com peso suficiente para gotejar (escorrer).

Fig: Eliminador de névoa tipo TP Vane

Dessulfurização e remoção de CO 2 do 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 Especifi cação do gás para venda; Recuperação de gases ácidos para comercialização. comerciali zação.

Os gases ácidos encontrados no gás natural são basicamente componentes do tipo: H 2S (gás sulfídrico), CO 2 (gás carbônico), mercaptans (RSH, onde R é um radical hidrocarboneto), COS (sulfeto de carbonila) e CS 2 (dissulfeto de carbono).



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 industriais. Compostos de enxofre como COS e CS 2 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 H 2S e CO2. 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 H 2S permitidos no gás para a garantia da manipulação segura. O H 2S é quase duas vezes mais tóxico que o monóxido de carbono (CO) e quase tão tóxico quanto o gás cianídrico (HCN). As conseqüências de exposição ao H 2S, em teores variáveis são descritos na tabela abaixo: Ppm vol H2S 0,01 – 0,15 10 100 – 150

EFEITOS Limite da detecção do odor Máxima concentração permitida para exposição prolongada Pode causar enjôos e fraqueza após 1 hora

> 200

Perigoso após 1 hora

> 600

Fatal após 30 minutos

> 1000

Morte imediata

Tabela: Efeitos do H 2 2S

O processo de absorção química que utiliza a monoetanolamina 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 H 2S, 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/cm 2). 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 recuperação e seletividade pelo H 2S em presença de CO 2. Devido a sua alta reatividade com o H 2S 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 DEA. Como a MEA forma compostos não regeneráveis ao reagir com o COS e CS 2, o seu uso não é recomendado no tratamento de gases com altos teores dos mesmos, como é o caso de gás de refinaria. Apostila Processamento de Gás Natural


Características físico-químicas: • Massa

molar: molar: 61,08 kg/kmol • Temperatura Temper atura de ebulição: ebuli ção: 171 °C • Temperatura Temper atura de congelamento: congelam ento: 10,5 °C • Massa Mas sa específica especí fica @ 20 °C: 1018 kg/m 3 • Fórmula química: HOC 2H4 NH2

Gás doce Solução de MEA regenerada

Vapores de H2S e CO2

recheio

Regeneração da MEA

calor Gás ácido

calor

H 2 2 S CO 2

MEA + prod. neutralizados

Fig: esquemático da unidade de dessulfurização

- Reações de neutralização dos compostos ácidos do gás natural Neutralização do H 2S: Neutralização do CO 2:

2 (HOC2H4NH2) + H2S (HOC2H4NH3)2S 2 (HOC2H4NH2) + H2O + CO2 (HOC2H4NH3)2CO3 ↔

↔

Desidratação de gás natural 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 profunda. - Agente desidratante:

O glicol é um álcool comercializado nas seguintes formas: MEG (monoetilenoglicol), DEG (dietilenoglicol) e TEG ( trietilenoglicol). trietilenoglicol). O MEG é mais utilizado para desidratação 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; volatilidade; Baixa viscosidade; viscosidade; Alta estabilidade química; Não inflamável; Grande capacidade higroscópica. higroscópic a.

PRODUTO

PRESSÃO DE VAPOR (mmHg a 25 °C)

VISCOSIDADE (cP a 25 °C)

MASSA MOLAR (kg/kmol)

TEMPERATURA DE DEGRADAÇÃO (°C)

MEG

0,12

16,5

62,1

164

DEG

< 0,01

28,2

106,1

164

TEG

< 0,01

37,3

150,2

206

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. - 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). O gás natural úmido, com elevado ponto de orvalho, entra na torre contactora (também chamada de 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 Apostila Processamento de Gás Natural


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.

Gás seco Solução de TEG regenerada

Vapores de H2O

Regeneração do TEG

recheio

calor calor TEG + água absorvida

Gás úmido Vapor d’água em equilíbrio

Fig: Esquemático da unidade de desidratação

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 H 2S é comprimido, normalmente normalmente em um turbo-compressor 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 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.



Injeção de produtos químicos

Gás lift e Injeção Exportação

Sistema de gás

1o.

2o.

Consumo interno

água

água

Sistema de Separação de óleo

Reservatório


Óleo para o tratador eletrostástico


REGULAÇÃO DO MERCADO DE GÁS NATURAL Introdução:

A crescente demanda de gás natural, principalmente verificada nos mercados emergentes, tem requerido a definição de regras básicas que garantam o abastecimento dos mercados consumidores de gás natural em quantidades e qualidade requeridas e, simultaneamente, os interesses econômicos dos produtores, carregadores, processadores, transportadores, distribuidores e investidores em geral. Objetivo:

O objetivo da regulação do mercado de gás natural é a definição de regras básicas e claras que garantam a estabilidade do relacionamento entre os atores integrantes da cadeia do gás natural no Brasil. A regulamentação do mercado visa fomentar o mercado e os negócios em torno do gás natural, através da definição de regras consistentes e coerentes e também da garantia de direitos formalizados em contratos padrões de compra, venda, transporte, produção e industrialização do gás natural. Estas regras de mercado fundamentalmente, garantem o acesso da matéria prima aos consumidores, o preço justo cobrado em cada etapa da cadeia de gás, o abastecimento a longo prazo dos mercados e, dessa forma, o retorno dos investimentos necessários. Neste sentido, a Agencia Nacional do Petróleo (ANP) tem buscado regular este setor, através de Portarias que definem exatamente o papel de cada ator que participa deste importante e crescente mercado de gás natural. Movimentação do gás natural:

A figura abaixo traduz a movimentação macro do gás, desde os campos produtores até os centros consumidores:

Gasodutos

Produção do gás natural

Condicionamento do gás natural

Redes Red es de distri distribui bui ão

Gasodutos

Distribuição do gás natural Entrega aos Consumidores

Transporte do gás natural

Transferência do gás natural

UPGNs

Processamento do gás natural

Transferência de custódia



Resolução ANP nº16 de julho de 2008

É a Resolução que estabelece a especificação técnica do gás natural, de origem nacional ou importada, a ser comercializada em todo o território nacional. É também a Resolução Regulamentadora que define as regras para a atuação de todos os atores participantes da cadeia produtiva do gás natural. Seus principais artigos sintetizados abaixo estabelecem os tópicos mais relevantes para a regulação do mercado de gás natural no Brasil. - Art. 1º. Estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou importada, a ser comercializada em todo o território nacional, consoante as disposições contidas no Regulamento Técnico da ANP. - Art. 2º. Estabelece as obrigações para importadores, processadores, carregadores, transportadores e distribuidores de gás natural que operam no país, transcritas no Regulamento Técnico, nas suas etapas de comercialização e de transporte. - Art. 3º. Define os papeis dos atores integrantes da cadeia de gás natural: Produtor: Pessoa jurídica que possui a concessão do Estado para exploração para produzir gás natural em um campo produtor; Carregador: Pessoa jurídica que detém o controle do gás natural, contrata o transportador para o serviço de transporte e negocia a venda deste com as companhias distribuidoras; Transportador: Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações de transporte; Processador: Pessoa jurídica autorizada pela ANP a processar o gás natural, a fim de garantir a especificação do gás natural para venda; Distribuidor: Pessoa jurídica que tem a concessão do Estado para comercializar gás natural junto aos consumidores finais. - Art. 5º. Estabelece as análises e especificações de gás natural necessárias, assim como os métodos a serem empregados pelos participantes da cadeia de gás natural. - Art. 10. Define a obrigatoriedade da odoração do gás natural no transporte, de acordo com as exigências previstas durante o processo de licenciamento ambiental.



Níveis de relacionamentos entre os atores do mercado de gás natural Agente comercializador Dono dos contratos

Produtor

transferência Gás condicionado

Agencia federal

Processador opciona

Transportador Concessão federal

ANP

Carregador

obrigatório

transporte Gás especificado p/ venda

Distribuidor Reservatório

Redes de distribuição

Agencias estaduais

Consumidor final Fig: níveis de relacionamentos

Especificação técnica do gás gá s natural (conforme Resolução ANP n°16 )

Tabela: Características técnicas do gás natural especificado para venda



A partir da edição edi ção da Resolução n°16 pela Agencia Nac ional de Petróleo, Petróle o, todo gás natural destinado à venda deve estar de acordo com a especificação técnica abaixo. Casos especiais devem ser submetidos à aprovação da ANP, após negociação entre as partes envolvidas. A Cadeia Produtiva do Gás Natural - Fase de Exploração: A exploração está dividida em pesquisa e perfuração. A pesquisa levanta os diversos fatores que indicam a formação de grandes acumulações de hidrocarbonetos, tais como: presença de rochas geradoras responsáveis pela geração dos hidrocarbonetos; presença de rochas porosas e permeáveis que permitam receber os hidrocarbonetos em seus espaços vazios; presença de “armadilhas” que tenham a capacidade de armazenar grandes quantidades de hidrocarbonetos; e rochas selantes que não deixam os hidrocarbonetos se perder na superfície. Uma vez identificados todos estes fatores, é feita a perfuração do poço. - Fase de Desenvolvimento e Produção: Depois de confirmada a existência de acumulação de hidrocarbonetos, inicia-se a fase de desenvolvimento e produção. Até este ponto as indústrias de petróleo e gás natural caminham juntas. Nas unidades de produção, parte do gás é utilizada como gás lift para reduzir a densidade do petróleo facilitando sua extração e parte é reinjetada com duas finalidades: recuperação secundária (que aumenta a pressão interna do reservatório) ou armazenamento em poços de gás não associado.

O restante pode ser consumido internamente na geração de eletricidade e vapor; queimado em flares, caso não haja infra-estrutura infra-estrutura suficiente que permita seu aproveitamento; aproveitamento; escoado para Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) ou diretamente consumido. - Fase do Processamento: A parcela do gás natural produzida e conduzida através de gasodutos até as Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN’s) é processada e transformada em produtos finais para atendimento a clientes finais.

Nestas UPGN's, ocorre a separação das frações mais leves do gás natural (metano (m etano e etano), e obtêm-se o gás natural seco, o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP formado por propano e butano) e a gasolina natural (pentano e mais pesados). - Fase do Transporte: Das UPGN's, o gás seco pode ser transportado até os pontos de entrega para as companhias distribuidoras ou, eventualmente, diretamente a um grande consumidor. O transporte do gás natural pode ser feito por meio de dutos, que é a forma convencional; através de cilindros de alta pressão, como o gás natural comprimido (CNC) ou no estado líquido, como gás natural liquefeito (GNL).

Na fase líquida, pode ser transportado por meio de navios, barcaças e caminhões criogênicos, a -160ºC. Nesta forma líquida, seu volume é reduzido em cerca de 600 vezes, facilitando o armazenamento. Também nesse caso, para ser utilizado, o gás deve ser revaporizado em equipamentos apropriados. - Fase de Distribuição: A partir do transporte do gás natural, seja por quaisquer meios existentes, este combustível pode ser comprado pelas Concessionárias de Distribuição Estaduais e então vendido para os consumidores finais através dos ramais de distribuição.

O gás natural pode ser utilizado de diversas formas. Desde a produção de calor e frio para o consumo industrial e residencial até a geração de eletricidade em Usinas Termoelétricas e a utilização como matéria-prima pela indústria de transformação. Apostila Processamento de Gás Natural


FORMAÇÃO DE HIDRATOS Introdução

A formação de hidratos seja nos dutos de transporte, seja nos equipamentos de uma planta de processamento de gás natural, determina a parada geral do sistema causando grandes perdas de recursos, lucro cessante, tempo e aumento de risco operacional. operacional. Evitar a formação de hidratos nestes sistemas é de fundamental importância para o efetivo aproveitamento do gás natural produzido nos campos de produção . A causa básica da formação de hidratos é a presença de água, seja esta na forma de água livre (fase líquida) ou em equilíbrio com o gás na fase vapor. Com a utilização de temperaturas cada vez mais baixas nas unidades de processamento de gás natural, o problema se torna bastante crítico, podendo ocasionar tamponamento dos dutos e equipamentos da unidade, causando paralisação do sistema, danos aos equipamentos e válvulas e interrupções no fornecimento dos produtos gerados. Definição de hidrato

É uma solução sólida, visualmente similar ao gelo, de composição mal definida entre moléculas de hidrocarbonetos de baixa massa molar e água. HIDROCARBONETO + ÁGUA + BAIXA TEMPERATURA TEMPERATURA = HIDRATO

Trata-se de cristais formados pelos componentes do gás natural em presença de água. Os hidrocarbonetos hidrocarbonetos ficam encapsulados em uma estrutura cristalina de hidrato, isto é, presos no interior da estrutura. Isto explica o favorecimento da formação de hidratos com moléculas de metano e etano (moléculas de pequeno tamanho). Hidrocarbonetos de maior massa molar como o butano e pentano, devido ao tamanho de suas cadeias, tendem a atrapalhar a formação da estrutura cristalina, dificultando a sua formação. Gases com alta massa molar (grande quantidade de pesados) geram uma fase líquida de hidrocarbonetos (condensado de gás natural) quando submetidos a resfriamento. Esta fase líquida tende a atrapalhar a formação de hidratos. Gases com elevados teores de H 2S e CO 2 apresentam maior tendência a formarem hidratos, pois estes contaminantes são bastante solúveis em água. Estrutura básica do hidrato

A estrutura formada pelas moléculas de água e hidrocarbonetos na constituição de um bloco de hidrato depende de características físicas do sistema, tais como pressão e temperatura do ambiente hidratado, conformação física deste ambiente (pontos mortos ou de baixa velocidade de escoamento), características químicas dos constituintes, tais como a composição do gás natural, presença e quantidade de contaminantes (ácidos orgânicos, H 2S, CO2, sais, e outros), e também a quantidade de água presente. Basicamente, na estrutura do hidrato temos moléculas de hidrocarbonetos aprisionadas em armadilhas (chamadas “traps”) formadas por moléculas de água ligadas umas as outras, em uma estrutura rígida, muito semelhante ao gelo.



Fig: Estrutura básica do hidrato

Mecanismo de formação de hidratos

A formação de hidrato é resultante de um processo de solidificação (congelamento), deste modo, a diminuição da temperatura e o aumento da pressão favorecem sua formação. Outro fator que favorece sua formação é a presença de água livre. Pontos de acúmulo de água como curvas em tubulações, conexões e válvulas, são locais prováveis de ocorrência de hidratos, quando as condições básicas de formação estão presentes. Quando a temperatura do interior do equipamento ou tubulação tubo for inferior àquela da formação de hidrato, cristais começarão a se formar, e se acumularão nos pontos de estagnação do equipamento ou duto, podendo atingir a sua completa obstrução. Local de formação do hidrato

Em condições normais, o hidrato se forma em pontos de mudança de fluxo ou restrições causadas por acessórios de tubulação. • Pontos

de mudança de fluxo das tubulações; • Pontos de instalação de acessórios.

Fig: ponto de formação do hidrato



Fig: Exemplo da formação de Hidratos

Identificação da presença de hidratos

A identificação prática da formação de hidrato passa pelo conhecimento das limitações operacionais da planta de processo no que diz respeito à temperatura de formação de hidrato. Este é o primeiro passo a ser dado com a finalidade de se reduzir as perdas operacionais devido a formação de hidratos. A temperatura de formação de hidrato depende da pressão e densidade do gás. Uma vez tamponada a linha de gás, ocorre aumento da pressão à montante da formação de hidrato, e queda na pressão à jusante da mesma. O acompanhamento desta variável, através da leitura de indicadores de pressão, possibilita a identificação prévia de problemas, antes dos mesmos se tornarem significativos. As curvas de formação de hidratos têm como uma de suas aplicações, a determinação da pressão, a partir da qual o mesmo começa a se desfazer (não há necessidade de despressurizar totalmente a linha, mas sim até o ponto determinado pela curva). Depósitos de hidratos

Reservas de gás natural na forma de hidrato, localizadas no fundo do mar, ainda não exploráveis comercialmente. Ocorre como resultado de erupções vulcânicas submarinas por pequenas fissuras no fundo do mar. O metano liberado das fendas a altas pressões encontra as baixas temperaturas do fundo do mar e tem como resultado a formação de grandes depósitos de hidratos submarinos. Métodos de remoção de hidratos

Quando a formação de hidratos torna-se um fato, algumas técnicas para sua remoção podem ser utilizadas, tais como: descompressão, aquecimento e injeção de inibidores de hidrato. O processo de aquecimento é o mais eficiente e por isso, o mais usado em unidades de processamento de gás. Basicamente, isola-se a fonte de frio da unidade, desligando os compressores de propano, o turbo-expansor e desviando a carga dos permutadores de recuperação de frio, conforme o tipo de unidade. Uma vez isolada a fonte de frio, a unidade vai esquentar até atingir a temperatura ambiente e normalmente, isso é suficiente para desfazer o hidrato formado.



A injeção de inibidor de formação de hidrato é também utilizada, principalmente quando ocorre algum problema operacional no sistema de desidratação de gás. O inibidor é injetado como medida preventiva e tem melhor efeito quando injetado antes do início da formação do hidrato. A técnica da descompressão é bastante utilizada para decompor hidrato formado em gasodutos, não sendo uma prática usual em unidades de processamento de gás. Baseia-se no abaixamento da pressão até atingir valores inferiores a pressão de formação do hidrato. Apesar deste procedimento, sempre ficam pequenos cristais remanescentes no sistema, uma vez que a decomposição dos mesmos se processa lentamente. Após a utilização de qualquer um dos métodos, torna-se necessário o uso de um “colchão de álcool anidro” antes de voltar à operação do sistema. Por ser um inibidor, o “colchão de álcool” tem a finalidade de evitar que volte a haver formação de hidrato, quando o gasoduto ou a unidade industrial forem novamente colocados em condições normais de operação.. Injeção de inibidores

A forma mais segura de se evitar a formação de hidratos é processar apenas gás seco, com seu ponto de orvalho especificado para as condições operacionais do sistema (ponto de orvalho abaixo da menor temperatura que o gás será submetido na unidade). Porém ocorrem muitas vezes desequilíbrios momentâneos na unidade que levam ao aumento do teor de água do gás e conseqüentemente, a possibilidade de formação de hidratos. Neste instante, a injeção de inibidores de forma preventiva pode evitar perdas de produção por paradas operacionais. O inibidor de hidratos tem a finalidade de se combinar com a água livre, diminuindo a temperatura em que o hidrato se forma. Deve ser injetado na corrente gasosa, antes que seja atingida a temperatura de formação de hidrato. O ponto de injeção deve ser tal que permita a maior dispersão possível no gás, com a utilização de bicos nebulizadores.

ET E T A N A N O N O L BIC O A SPE RSO R NEBULIZADOR CANETA REMOVÍVEL

T UB UB UL UL AÇ AÇ O

G ÁS Á S

C O N E C E C C H E I E I O

Fig: Bico nebulizador de etanol

A eficiência do inibidor está relacionada a uma boa nebulização do líquido na massa gasosa, provocando uma maior homogeneização da mistura álcool-gás. Os bicos nebulizadores pulverizam o álcool, formando névoas, dispersando-se na massa gasosa e aumentando conseqüentemente o contato com a mesma. Com a utilização destes bicos, obtém-se uma redução de cerca de 40% do consumo de álcool em relação ao sistema de injeção sem bico nebulizador. Apostila Processamento de Gás Natural


PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL Introdução:

Com o advento da uniformização da especificação básica para a venda de gás no País, definido na regulamentação do setor, o processamento de gás natural passou a ser um requisito fundamental e indispensável para o adequado aproveitamento deste combustível, seja em escala industrial, automotiva ou domiciliar. Sistemas industriais são projetados e construídos para permitir o tratamento do gás natural produzido em um campo e, dessa forma, garantir a especificação do gás comercializado. Cada campo produtor vai requerer características específicas das suas instalações de processamento de gás natural, em função da qualidade e quantidade dos componentes presentes neste gás. Cabe ao processador dimensionar os equipamentos das instalações industriais de processamento de forma a garantir a adequação do gás comercializado às especificações definidas nas normas vigentes. Certamente, a atividade de processamento do gás natural proporciona a otimização da utilização deste insumo e assegura a sua presença e relevância estratégica na matriz energética Brasileira. Objetivo:

O objetivo básico do processamento de gás natural é separar os componentes do mesmo em produtos com especificação definida e controlada, para que possam ser utilizados com alto desempenho em aplicações específicas, permitindo a incorporação de maior valor agregado aos produtos gerados. Semelhante à destilação de petróleo, que fraciona o óleo em produtos de especificação definida, uma unidade de processamento de gás natural tem como função básica fracionar o gás em produtos especificados para atendimento a aplicações diversas. Produtos do gás natural:

Basicamente, o processamento do gás natural gera gás especificado e pronto para consumo em qualquer equipamento térmico industrial, motor a combustão a gás ou uso domiciliar, conforme especificação especi ficação contida conti da na Resolução n°16 da A NP. Normalmente este est e gás fornecido é chamado no âmbito industrial de gás combustível, gás seco, gás processado, gás residual ou simplesmente de gás especificado. Outro combustível de grande importância obtido a partir do gás natural é o Gás Liquefeito de Petróleo ou simplesmente GLP. Este produto do gás natural é o combustível de maior utilização no âmbito domiciliar, possuindo um alto valor agregado. Como o mercado de GLP ainda é parcialmente atendido por importação, qualquer aumento de produção interna do mesmo gera uma economia direta de divisas para o País. Neste cenário, o processamento de gás natural tem uma relevante importância estratégica, pois uma boa parte da produção nacional de GLP é oriunda deste processo industrial. Normalmente, o fracionamento do Líquido de Gás Natural (LGN) gera, além do GLP, uma fração mais pesada denominada gasolina natural, ou fração C5+. Esta fração, por não possuir uma especificação bem definida, não tem uma aplicação mais nobre.



O principal destino dado a esta corrente é a injeção em correntes de petróleo em praticamente todas as unidades de processamento de gás natural da Petrobras. O mais novo produto derivado do processamento do gás natural é o etano petroquímico, o qual deve ser fornecido como matéria prima para a indústria de base para a fabricação de polietilenos de várias densidades, como por exemplo, o Pólo Gás Químico do Rio de Janeiro.

COMPONENTES

H 2O N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8

PROCESSAMENTO (SEPARAÇÃO)

PRODUTOS

N2 CO2 .........GÁS RESIDUAL C1 H2S

PROCESSAMENTO

. . .Cn

H 2O

C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 . . .

........ETANO PETROQUÍMICO .........GÁS LIQUEFEITO DE PETRÓLEO (GLP)

...........GASOLINA NATURAL (C5+)

Cn Fig : Produtos do do gás natural

Configuração básica de uma unidade de processamento de gás natural:

Uma unidade de processamento de gás natural é composta basicamente por duas áreas distintas: •

Área responsável pela obtenção do líquido de gás natural, que é a fração Área fria: Área constituída pelos componentes mais pesados do gás natural e separação do gás processado disponibilizado para venda. Opera normalmente com baixas temperaturas e altas pressões.

•

Área quente: Área Área responsável pelo fracionamento do líquido de gás natural gerado na área fria em produtos finais e tratamento destes. Opera normalmente com temperaturas mais altas e pressões mais baixas.

•

Sistemas auxiliares: Sistemas responsáveis pela geração das facilidades necessárias para a perfeita operação das áreas fria e quente. Os principais sistemas auxiliares são os seguintes: seguintes:

•

Sistema de aquecimento de óleo térmico: térmico: Normalmente um forno aquece óleo térmico e este cede carga térmica para todos os refervedores da área quente da unidade. Em unidades com sistema de geração de vapor, este fluido pode ser utilizado como fonte quente.



•

Sistema de compressão de propano : Utilizado como fonte fria (sozinho ou em conjunto com a turbo-expansão) para obtenção do frio necessário para a condensação das frações pesadas do gás.

•

Sistema de desidratação de gás natural: natural: Responsável pela retirada da água do gás, visando evitar a formação de hidratos na unidade durante a etapa de resfriamento.

Outros sistemas auxiliares podem ser adicionados ao projeto, visando a especificação final de produtos, a geração de facilidades para consumo interno ou outros sistemas de apoio à operação.

GN

Liquefação

Fracionamento

Especificação

SISTEMA DE

SISTEMA DE

SISTEMA DE

GERAÇÃO

SEPARAÇÃO

TRATAMENTO

DE FRIO

DE PRODUTOS

DE PRODUTOS

Processo Termodinâmico utilizado

Produtos gerados

SISTEMAS AUXILIARES

Fig : esquemático básico de uma UPGN

Tipos de unidades de processamento de gás natural:

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, sendo que os processos atualmente utilizados nos projetos para esta finalidade são os seguintes: Efeito Joule-Thomson; • Refrigeração; • Absorção refrigerada; • Turbo expansão; • Processos combinados. •

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. Apostila Processamento de Gás Natural


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: • • • • • •

Qualidade do Gás Residual requerida; Curva de produção (duração das reservas); reservas) ; Vazão de gás natural disponível; Produtos requeridos requeridos (C 2, GLP...); Proximidade Proximid ade de centros consumidores; Tempo de retorno do capital investido.

Muitas vezes, apenas um dos fatores acima define o único processo que deve ser utilizado em determinada aplicação. Como exemplo, se temos como objetivo 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 empreendimento é mais difícil viabilizar unidades que utilizam tecnologias mais complexas como o processo turbo-expansão, 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 Resolução Resol ução n°16 da ANP para venda de gás. gás . Também o processo refrigeração simples pode necessitar ajustes para permitir esta garantia. De uma forma geral, quanto maior rigor nas especificações especificações dos produtos for requerido, maior deverá ser o investimento necessário, necessário, pois nos abriga a utilizar processos de tecnologia mais refinada, com sistemas de controle mais complexos e equipamentos mais eficientes.



Processo JOULE-THOMSON Introdução:

É o mais m ais 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). Fundamento termodinâmico:

O fundamento termodinâmico associado a este processo é a liquefação dos componentes mais pesados do gás natural devido ao abaixamento de temperatura proporcionado pela expansão isentálpica em uma válvula de controle de pressão. O processo não chega a atingir o equilíbrio termodinâmico, gerando uma baixa eficiência na performance do sistema, ou seja, nem todas as partículas pesadas do gás são liquefeitas. Isto ocorre devido ao processo não atender à cinética reacional necessária ao atingimento do equilíbrio termodinâmico do sistema, uma vez que a expansão ë extremamente rápida, não permitindo o tempo necessário para que a cinética do processo seja atendida. Principais características:

As principais características desse processo são basicamente o baixo custo e, evidentemente a sua baixa eficiência de performance na liquefação das frações pesadas do gás natural. Este processo apresenta as seguintes características mais relevantes: • • • • •

Expansão isentálpica (∆h = 0); Baixa eficiência eficiênci a de performance; Baixo nível de recuperação de propano; Baixo investimento; investimento; Processo utilizado para acerto de ponto de orvalho de gás natural.



Esquemático do processo:

condensado

EXPANSÃO

SEPARAÇÃO

G S SECO

opcional

GN

(∆P)

COMPRESSÃO

RESFRIAMENTO

Líquido de alta pressão

FRAÇÕES PESADAS

Fig: Esquemático Joule-Thomson

Pode ser utilizada prévia compressão ou não, a depender do nível de pressão disponível e também do nível de ajuste de ponto de orvalho ao qual o gás deve ser submetido. Uma válvula de controle de pressão (PV) quebra a pressão da linha e garante a estabilidade da pressão de fornecimento de gás tratado. O gás gerado possui um menor teor de pesados do que o gás na entrada da unidade, porém não é garantida a separação total da fração mais pesada. O ponto de corte é definido em função da temperatura mínima que o gás atingirá durante o escoamento. O projeto deverá acertar o ponto de orvalho do gás, de forma que esta temperatura mínima durante o escoamento não gere mais condensação no interior dos gasodutos. Neste processo, temos ainda que definir o que fazer com o líquido gerado, pois o mesmo possui uma alta pressão de vapor (valor usual próximo a 2,9 MPa ou 30 k gf/cm 2) e não pode ser descartado sem maiores cuidados. No caso de existência de unidades industriais que possam receber esse descarte, o problema é mais facilmente resolvido. De outra forma, precisaremos projetar um sistema de estabilização do condensado. Para este fim é possível utilizar vasos separadores como estágios de equilíbrio (um ou dois estágios, dependendo das pressões envolvidas). envolvidas).



Processo REFRIGERAÇÃO SIMPLES Introdução:

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 (C 3) 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”) 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. Fundamento termodinâmico:

Neste processo temos a liquefação das frações mais pesadas do gás natural através do abaixamento de temperatura provocado pela troca térmica do gás com um fluido refrigerante. Normalmente é utilizado o propano como fluido refrigerante, em um ciclo de refrigeração convencional. Este propano utilizado no ciclo é produzido a partir do próprio gás natural, através de fracionamento de uma porção do LGN gerado na unidade. Devido ao atingimento de baixas temperaturas, o gás natural precisa ser desidratado antes de ser submetido às trocas térmicas nos permutadores de aproveitamento de frio e nos permutadores a propano. Basicamente, usa-se a injeção de monoetilenolicol, que funciona como agente desidratante em um ciclo fechado. O glicol é regenerado em um sistema auxiliar composto por uma torre retificadora com refervedor que elimina o vapor de água absorvido pelo glicol do gás natural. Principais características: • • • • •

Exige desidratação do gás natural; Atinge baixas temperaturas; Utilização Utiliz ação de um ciclo de refrigeração a propano; Bom nível de recuperação de propano; Médio investimento. investimento.

Descrição básica do processo:

O gás natural é separado do condensado e da água livre. Após esta primeira separação, o gás é desidratado através da utilização de um produto químico, que age como um agente desidratante em um sistema de absorção por contato físico em uma torre de recheio. No Apostila Processamento de Gás Natural


caso de uma UPGN tipo refrigeração simples, o produto usado é o monoetilenoglicol (MEG). Após a injeção e absorção da água do gás, a solução aquosa de glicol é separada do gás e segue para o sistema de regeneração de glicol. O gás seco é então resfriado no sistema de refrigeração da unidade, através da utilização de um ciclo de refrigeração a propano, causando a condensação das frações mais pesadas do gás. O gás frio remanescente troca calor com o gás natural carga da unidade, para recuperar frio. Em uma torre de desetanização, o excesso de etano incorporado ao líquido gerado na etapa de refrigeração é vaporizado e separado do líquido restante. Esta retirada de excesso de etano permite a alcançar a especificação da PVR (pressão de vapor Reid) do líquido gerado. O etano vaporizado gera um gás residual que sai pelo topo dessa torre. Pelo fundo, o líquido de gás natural (chamado simplesmente de LGN) deixa a torre para ser submetido à próxima etapa. O LGN pode ser destilado em uma torre desbutanizadora para produção de GLP e C5+ ou simplesmente ser misturado com a carga de outra unidade para processamento posterior. Esquemático do processo:

RESFRIAMENTO

Aproveitamento de energia

GN

FRACIONAMENTO

SEPARA PARAÇ Ç O GLICOL

GLP

GÁS SECO

Ciclo de propano

GN refrigerado

C3

L+V

REGE REGENE NERA RAÇ Ç O DO GLICOL

In e ão de lico licoll nos es elh elhos os dos erm ermuta utador dores es Gás para venda

LGN

C5+

Fig: Esquemático do processo refrigeração

Variações no esquema de recuperação do frio podem ser utilizadas, no sentido de se otimizar o aproveitamento energético da unidade. De uma forma geral, deve-se fazer as correntes frias trocarem calor com o gás natural de entrada da unidade, dessa forma, a potência requerida e logicamente o tamanho e custo dos compressores de propano serão significativamente menores. A troca térmica com o líquido frio separado deve ser a última, devido à maior capacidade de troca do líquido em relação ao gás. Esta disposição das etapas de troca maximiza o aproveitamento de energia.



Principais problemas operacionais da unidade: • Formação de hidrato

Os principais fatores que podem ocasionar hidratação em uma unidade tipo refrigerada são relacionados com a injeção de desidratante ou o sistema de regeneração do mesmo. Aumento do teor de água no gás natural também pode ocasionar formação de hidratos na unidade. • Parada dos compressores de propano

Problemas relacionados com a qualidade do propano refrigerante do ciclo podem acarretar problemas operacionais nos compressores, como pressão muito alta ou muito baixa na descarga da máquina, o que pode causar a queda do compressor. Problemas elétricos também podem causar queda dos compressores.



Processo ABSORÇÃO REFRIGERADA Introdução:

O processo absorção refrigerada possui alto rendimento na recuperação de propano, sendo capaz de garantir gar antir a especificação especif icação do gás processado, conforme conf orme a Resolução Resoluç ão n°16 da ANP. Possui um custo médio razoável, dessa forma, precisa de uma vazão mínima que garanta o retorno do investimento. Normalmente, 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 capacidades menores m enores.. Fundamento termodinâmico:

Neste processo, o fundamento termodinâmico utilizado é a combinação da refrigeração com o efeito da absorção de pesados do gás natural através do uso de um solvente adequado, aqui neste caso, uma fração de hidrocarboneto na faixa da aguarrás. Neste processo temos a liquefação de parte das frações mais pesadas do gás natural através do abaixamento de temperatura proporcionada por troca térmica com utilização de um ciclo de propano e parte proporcionada pela absorção provocada pela lavagem em contra-corrente do gás natural com aguarrás. Como sistemas principais, temos um ciclo de refrigeração a propano utilizado na etapa de refrigeração e uma torre absorvedora utilizada na etapa de absorção. O gás natural obviamente precisa ser desidratado antes de ser resfriado para evitar a formação de hidratos que geram obstruções nas linhas da unidade. Neste sentido, é utilizado um sistema auxiliar de injeção e regeneração de glicol para garantir a adequada desidratação do gás natural. Principais características:

As principais características do processo absorção refrigerada são as seguintes: • • • •

Processo físico e exotérmico; Utilização Utiliza ção de solvente (óleo de absorção); Mecanismo de absorção: lavagem do gás em contra-corrente; contra-corr ente; Variáveis Variávei s de controle importantes: Temperatura; Pressão; Vazão de solvente; Aspecto crítico: afinidade x seletividade do solvente; Alta recuperação de propano; Alto investimento. investimento. o o o

• • •


A unidade é dividida em sistemas básicos e auxiliares, nos quais ocorrem os diversos processos unitários que fazem parte da operação de processamento do gás natural. O gás natural é previamente separado da fase líquida (condensado de gás natural) e da água Apostila Processamento de Gás Natural


livre presente na corrente de hidrocarbonetos em equipamento específico para essa operação de separação. Após esta primeira separação, o gás recebe a injeção de um produto químico, cujo objetivo é retirar a água presente na fase vapor, através de um processo de absorção. No caso de uma UPGN, o produto usado é o monoetilenoglicol (MEG). Após a injeção e absorção da água do gás, a solução aquosa de glicol é separada do gás e segue para o sistema de regeneração de glicol. O gás isento de água livre e água na fase vapor, é refrigerado no sistema de refrigeração a propano, quando ocorre então aproximadamente metade da condensação total obtida na unidade. A outra metade da condensação ocorre na torre de absorção, através da lavagem do gás natural com um líquido de absorção (solvente) (solvente) que é injetado em contracorrente com o gás resfriado. O que não é absorvido constitui-se no gás residual que sai pelo topo da torre de absorção. O produto de fundo da torre de absorção é chamado de óleo rico, constituído pelo líquido de absorção (chamado óleo de absorção) e pela fração do gás que foi condensada na refrigeração ou absorvida na torre de absorção. Como na etapa de absorção, um teor muito alto de etano é incorporado ao óleo rico, parte deste componente então é retirado na torre de desetanização, que fica após a torre de absorção, gerando um gás residual rico em etano no topo e um óleo rico desetanizado no fundo da torre. Em uma torre de fracionamento, o óleo rico é separado em líquido de gás natural (LGN) que sai pelo topo da torre e em óleo de absorção isento de gás natural, chamado de óleo pobre, que sai pelo fundo da torre, após receber calor no forno para utilização nos refervedores das outras torres da unidade. Após perder energia nos refervedores das torres de processo e ser resfriado com água e com óleo rico frio, o óleo pobre retorna às torres de absorção e desetanização, para novamente absorver LGN do gás natural (ciclo fechado). O LGN separado que sai pelo topo da torre fracionadora alimenta a torre desbutanizadora para separação em GLP, que sai pelo topo da torre e gasolina natural, que sai pelo fundo. Após a retirada de componentes que transmitem corrosividade ao GLP em um sistema de tratamento (cáustico ou outro com a mesma finalidade) e após receber a odoração necessária, o produto é enviado para as esferas de armazenamento e daí para carregamento, enquanto a gasolina natural vai para os tanques de C5+, para posterior destino final.



Esquemático simplificado do processo: C3

Flare

C 2

A.R

Ciclo de propano GN

vap

C3

SEPARADOR DE MEG

SEPARADOR DE LÍQ.

A B S O R Ç Ã O

liq

liq

água hidrocarbonetos pesados

D E S E T A N I Z A Ç Ã O

A.R.

F R A C I O N A M E N T O

LGN

D E S B U T A N I Z A Ç Ã O

GLP

LC

REGE RE GENE NERA RAÇ Ç O DO MEG

Gás Especificado para venda

Flare

C3

SEPARADOR

LEO DE ABS BSO OR ÃO

FORNO Suprimento térmico A.R.

C5+

Fig: Fluxograma simplificado - processo absorção refrigerada

Etapa de separação de Líquidos (água e condensado):

A água livre que chega com o gás natural dos campos de produção é separada na entrada da unidade, gerando um gás em equilíbrio com vapor d’água (gás saturado ou no ponto de orvalho). Etapa de desidratação:

O gás, embora isento de água livre, possui vapor de água em equilíbrio, que deve ser removido para permitir a operação da unidade em baixas temperaturas. O processo usado na desidratação do gás natural em unidades tipo absorção refrigerada é a absorção da água (soluto) pelo monoetilenoglicol (solvente), aproveitando a maior afinidade química existente entre o glicol e a água, uma vez que as duas substâncias possuem moléculas polares, enquanto os hidrocarbonetos componentes do gás natural são apolares. O MEG é nebulizado na corrente de gás por intermédio de nebulizadores instalados na entrada do permutador responsável pela refrigeração do gás natural e no permutador gásgás, pré-resfriador do gás natural. São utilizados bicos nebulizadores que transformam a massa do líquido em gotículas de pequeno tamanho, que se dispersam na massa gasosa com grande facilidade. Não havendo remoção adequada de água, haverá formação de hidratos que causarão obstrução das linhas e equipamentos da Unidade.



- Agente desidratante utilizado: - Nome Comercial: - Massa molar: - Temp. de decomposição: - pH de Utilização: Utiliza ção: - Teor Teor de Glicol Regenerado: - Teor de Glicol Saturado: - Fórmula Estrutural:

Monoetilenoglicol Monoetilenogli col (MEG) 62 kg/kmol 164,4ºC Próximo de 7,0 75% 65 a 70% HO-CH2-CH2-OH

O controle do teor de glicol regenerado e saturado é feito em função da densidade relativa, usando-se um gráfico densidade x teor de glicol. O pH do sistema deve ser controlado em torno de 7,0 para evitar a formação de espuma. - Desidratação com Monoetilenoglicol (MEG)

O processo de desidratação de gás natural com monoetilenoglicol é baseado no contato íntimo entre a solução de glicol e o gás úmido, através da aspersão do agente desidratante dentro da fase gasosa nos permutadores de troca térmica da unidade. O gás natural é resfriado no permutador gás-gás e no permutador a propano. Com o abaixamento da temperatura, a água presente no gás migra para a fase líquida da solução de glicol, devido à diminuição da constante de equilíbrio que determina a quantidade máxima de vapor d’água que pode ficar em equilíbrio com o gás. Ao migrar para a fase líquida, a água não se solidifica (formando hidratos), devido à presença do MEG, que é nebulizado dentro da corrente de gás natural. A solução de MEG com a água retirada da fase gasosa é separada do gás em um vaso separador horizontal, através de utilização de chicanas e compartimentos internos ao vaso. Regeneração do glicol:

Após o glicol absorver água do gás natural, tornando-se glicol saturado, é necessário retirar essa água absorvida na torre de regeneração de glicol. Esta torre é recheada com peças de recheio de cerâmica tipo “sela intalox” ou similar e trabalha com uma temperatura de regeneração da ordem de 120ºC. O teor de MEG na solução varia de 65%, no caso do MEG saturado, até 85% para o MEG regenerado. O produto da torre é o glicol regenerado que volta ao sistema para novamente absorver água do gás natural, em um circuito fechado. Deve-se cuidar para que a temperatura da torre de regeneração não ultrapasse muito o valor de projeto, para evitar a decomposição do glicol, que pode ocasionar a formação de ácido acético (H 6C2O2), produto da oxidação do glicol, o qual é um agente responsável por corrosão interna nos equipamentos da unidade. Antes da etapa de regeneração, a solução de MEG é filtrada em filtros tipo cartucho e filtro de carvão ativado, para retenção de impurezas sólidas e líquidas. Após a regeneração e recuperação de calor, a solução de MEG é bombeada para os permutadores, onde é novamente nebulizada na corrente de gás natural, fechando o ciclo do sistema de desidratação da unidade.



PD

FILTROS

Vapor H2O

LEO DE ABSORÇÃO

Pressão diferencial

condensador

Cartucho & Carvão ativado

TORRE REGENERADORA

recheio flare pressão

Gás combustível

temperatura

TC

refervedor

PC

separador nível

Vaso separador de glicol

Glicol + GN

glicol x glicol nível

Pre-aquecedor GLICOL SATURADO

Gás-gás

Bomba

GLICOL REGENERADO

propano Injeção nos permutadores da unidade

Bicos nebulizadores

SP

FC

vazão

Fig: Esquemático sistema de regeneração de monoetilenoglicol

Etapa de refrigeração:

A unidade utiliza um ciclo de refrigeração a propano para atingir as temperaturas negativas necessárias ao processo. O gás natural é refrigerado com propano antes de entrar na torre absorvedora, assim como os vapores de topo da torre absorvedora e desetanizadora, as quais possuem condensadores a propano no sistema de topo. O ciclo possui dois compressores de propano de dois estágios de compressão, para atuar no processo de compressão dos vapores de propano gerado nos permutadores. O vapor de propano, após compressão, é resfriado e liquefeito no condensador de propano e vai para o vaso acumulador. Do acumulador, o propano é sub-resfriado com os vapores do topo da torre desetanizadora e segue para o vaso economizador de propano, onde ocorre um flash, gerando um vapor a 392 kPa (4,0 kgf/cm 2) que entra no 2º estágio do compressor de propano e um líquido que segue então para o vaso separador de propano. Do separador, o propano líquido alimenta os três permutadores do sistema de refrigeração e retorna na fase vapor para o mesmo vaso, para daí então retornar à sucção dos compressores sob controle de pressão a 83 kPa (0,85 kgf/cm 2). A energia requerida (calor latente) pela mudança de fase do propano, que passa da fase líquida para a fase vapor, é retirada das correntes gasosas do gás natural no refrigerador de gás e nos condensadores das torres absorvedora e desetanizadora.



1º. EST

2º. EST

C3 Líq

EXPANSÃO

GN

vapor

Sub-resfriamento

EVAPORAÇÃO CONDENSAÇÃO GN

COMPRESSÃO

C3 vapor 1º. EST

2º. EST

Fig: Ciclo de refrigeração da UPGN

Diagrama Pressão x Entalpia:

O diagrama P xH permite avaliar termodinamicamente o ciclo de refrigeração da unidade:

P

SUBRESFRIAMENTO

L+V

LIQ

VAP

COND CO NDEN ENSA SAÇ Ç O

EXPANSÃO

2o estágio

1a etapa INTERCOOLER

COMPRESSÃO

10% VAPORIZAÇÃO

2a etapa C3 liq

EVAPORAÇÃO RESFRIAM RESFR IAMENTO ENTO DO DO G S NATURA NATURAL L

1o estágio C3 vap

H Fig: Pressão x Entalpia

Etapa de absorção:

O processo de absorção pode ser físico ou químico. Se a absorção for química, esta pode se dar por reações reversíveis ou irreversíveis. As reações químicas reversíveis exigem equipamento adicional para regeneração do solvente, já as reações irreversíveis exigem o descarte do solvente. O solvente não deve ser caro ou tóxico, para não inviabilizar o processo. Deve também apresentar uma boa estabilidade química e uma baixa pressão de Apostila Processamento de Gás Natural


vapor, pois o gás que deixa a torre de absorção sai saturado de solvente e uma pressão de vapor alta deste último implica em uma alta perda de solvente. No caso da absorção efetuada em uma planta de gás natural, o processo é puramente físico, aproveitando a afinidade existente entre o solvente (óleo de absorção) e o soluto (frações pesadas do gás natural). Usa-se normalmente como solvente em uma UPGN, uma fração de hidrocarbonetos na faixa do hexano (aguarrás). Mecanismo da Absorção O processo de absorção em uma planta de gás natural é regido por três variáveis principais da torre de absorção: •

Temperatura;

•

Pressão;

•

Vazão de solvente (óleo de absorção).

As leis da termodinâmica mostram que todo sistema tenta se acomodar em um ponto de equilíbrio, (ponto de mais baixa energia) e que o sistema sempre vai responder de forma contrária a qualquer tentativa de mudança desse ponto de equilíbrio, por isso, um aumento de pressão favorece o processo de absorção, pois na absorção temos passagem de massa da fase vapor para a fase líquida, com conseqüente contração de volume, tendendo assim a minimizar este incremento de pressão. Uma menor temperatura também pelo mesmo motivo termodinâmico favorece a absorção, pois sendo um processo exotérmico (libera calor), a energia térmica liberada pela absorção tenderá a atenuar esta diminuição de temperatura. Uma maior vazão de solvente favorece a absorção logicamente por colocar maior quantidade de líquido em contato com o gás. A reunião dessas três variáveis direcionadas para o favorecimento do processo de absorção permite retirar praticamente toda a riqueza do gás natural processado, liberando então um gás residual composto basicamente por metano e etano (gás pobre). Na realidade, é impossível isentar completamente o gás residual gerado de frações C 3+, pois o equilíbrio termodinâmico faz com que o gás de topo da torre saia saturado em componentes da fração de LGN e no próprio óleo de absorção (aguarrás). O gás rico escoa em contracorrente com o óleo de absorção, ocorrendo então o contato íntimo necessário para que haja transferência de massa e energia entre as fases líquida e vapor. Essa transferência será tanto mais intensa quanto maior for o tempo de contato e a diferença de concentração do soluto entre as fases. À medida que o vapor sobe pela torre e as frações pesadas são absorvidas pelo solvente, quantidades de energia térmica são liberadas devido ao processo de absorção ser exotérmico, promovendo assim, uma tendência de aquecimento no topo da torre, fato este que é corrigido com o uso de um fluído refrigerante eficiente no condensador da torre absorvedora. Um projeto atual de UPGN contempla o uso de injeção de óleo de absorção na corrente de saída da torre, promovendo com isso, uma refrigeração efetiva do solvente no condensador a propano antes deste entrar na torre e absorver as frações pesadas do gás natural, além de possibilitar uma pré-saturação do soluto no solvente (aguarrás).



Metano etano

GÁS RESIDUAL (POBRE)

AGUA GUARR S SOLVENTE (ÓLEO DE ABSORÇÃO)

AGUARRÁS GÁS

G S NA NATU TURA RAL L

Processo exotérmico Frações pesadas migram para a fase líquida

SOLVENTE + LGN ÓLEO RICO AGUAR UARR S + FRAÇÃO C3+

Fig: Mecanismo de absorção

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.



pressão

DESIDRATAÇÃO

C3

FC

REFRIGERAÇÃO vazão

#30

C3

GN

T. TOPO

refluxo

FC

ABSORÇÃO

SEPARADOR

ABSORVEDORA

nível CONDENSADO SEPARADOR

H2O nível

#01 nível

Gás especificado para venda

CONDENSADO

REGENERAÇÃO GLICOL

LEO RICO LEO POBRE

Fig: Sistema de absorção

Etapa de desetanização:

A torre desetanizadora é uma absorvedora com seção de esgotamento. No fundo da torre, o aquecimento promovido pelo refervedor garante a vaporização do excesso de etano absorvido e no topo a admissão de solvente, aliada ao resfriamento promovido pelo condensador a propano, garante a produção de um óleo rico desetanizado, ao mesmo tempo em que é gerado um gás de topo pobre, constituído basicamente por etano, e praticamente isento de fração C 3+. O óleo rico proveniente do fundo da torre absorvedora segue para o vaso de expansão de óleo rico, onde ocorre um flash, gerando então um vapor que segue para a seção de reabsorção da desetanizadora e um líquido que é dividido em duas correntes: uma que é admitida diretamente na torre e outra que é aquecida através do resfriamento do óleo pobre injetado na torre absorvedora e desetanizadora, para ser então admitida na torre alguns pratos abaixo do prato de carga da primeira corrente líquida. O vaso de expansão é o ponto de menor temperatura da Unidade, pelo fato de ter a sua carga, previamente refrigerada a propano até –25,0ºC, ser expandida de 5,7 para 1,7 MPa (58 para 18 kgf/cm 2), resultando com isso em uma maior diminuição de temperatura, devido ao efeito Joule-Thomson ocorrido na expansão. A temperatura após a expansão chega a atingir –48,0ºC.



O perfil de temperatura da torre desetanizadora é o mais inclinado da Unidade, contemplando aproximadamente 100ºC no fundo e temperatura negativa, da ordem de -25ºC, obtida pelo sistema de refrigeração a propano no topo. A torre dispõe de três entradas de carga: uma constituída de vapor frio gerado pela expansão do óleo rico no vaso de expansão e duas líquidas provenientes do produto líquido dessa mesma expansão, sendo que uma das correntes líquidas é previamente aquecida para entrar na torre. A torre possui ainda uma injeção de óleo de absorção no topo, responsável pela reabsorção das frações C 3+ do gás residual. A distribuição de carga de entrada na torre evita desvios do gradiente de temperatura, normais em torres de destilação de baixa vazão interna (líquido e gás).

#

Refluxo frio Desvios do gradiente térmico

# 48 # 36

Cargas distribuídas

# 24

# 18

carga quente refervedor

#1

-25

+100

T °C

fig: Perfil de temperatura da torre desetanizadora

Como na torre absorvedora, a injeção de óleo pobre se dá na saída dos vapores da torre para possibilitar uma pré-saturação do solvente (aguarrás) no soluto (frações C 3+ do gás natural) e a retirada desse calor de absorção inicial no condensador a propano do sistema de topo antes do solvente entrar na torre, como refluxo de topo para promover a absorção da fração LGN. A disposição das entradas de carga na torre permite a manutenção do perfil de temperatura característica da desetanizadora. O gás separado após a pré-saturação do óleo pobre sai do vaso acumulador de topo da torre sob controle de pressão, sub-resfria o propano refrigerante e é enviado para ser comprimido nos compressores de gás residual, sendo que parte é queimada como gás combustível no forno da unidade. O óleo rico desetanizado do fundo da torre é a carga para a torre fracionadora de óleo rico, que fica após a torre desetanizadora.



pressão

condensador

C2 DESETANIZAÇÃO vazão

Óleo de absorção C3 SUB-RESFRIAMENTO

C3

FC

FC

T. TOPO

refluxo

pressão

#48 #36 absorvedora

#24

PREAQUECEDOR

DESETANIZADORA

carga SEPARADOR

#18 #01

temperatura

FC vazão

REFERVEDOR

nível

B-01

A.R.

Fig: Sistema de desetanização

Etapa de fracionamento do óleo rico:

A função da fracionadora é separar o LGN da aguarrás, que retorna às torres de absorção e desetanização por um processo de destilação convencional. O óleo rico efluente do fundo da desetanizadora é pré-aquecido e entra na fracionadora, onde recebe o aquecimento final no fundo da torre. O fundo da torre opera como pulmão de óleo pobre e o refervedor da mesma é o forno que funciona também indiretamente como fonte de aquecimento para os refervedores das outras torres da unidade. O produto de topo da torre é totalmente condensado no condensador de topo, sendo uma parte bombeada de volta à torre como refluxo de topo e outra parte sai como produto e alimenta a torre desbutanizadora. O ponto de corte entre aguarrás do fundo e LGN do topo é dado pelo P.I.E. da aguarrás, sendo que quanto mais baixo este P.I.E., mais leve se torna os produtos de topo (LGN) e fundo (aguarrás) da torre, além de aumentar a quantidade de etano absorvido pela aguarrás. A incorporação de aguarrás ao LGN, evidenciada pelo aumento do Ponto Final de Ebulição (P.F.E.) do LGN e/ou aumento do P.I.E. da aguarrás gera aumento no consumo de aguarrás, assim como a incorporação do gás natural à aguarrás, em função de uma diminuição de temperatura no fundo da torre, gera uma diminuição momentânea na produção de LGN.



A vazão de aguarrás para o forno refervedor da torre possui um valor mínimo, abaixo do qual a segurança do forno estaria comprometida devido ao risco de craqueamento em função do alto tempo de residência do produto dentro do forno. Esta vazão mínima é garantida de forma automática. pressão flare

A.R.

gás

CONDENSADOR

Vaso de topo

Fracionadora

nível

refluxo

vazão

FC

Controle em cascata temperatura

Refervedor da desetanizadora

LGN

TC

FC

Consumidores de carga térmica desetanizadora

Regeneração Glicol Torre de prod. propano Ref. T. condicionadora Carga T. condicionadora

Fig: Sistema de fracionamento de óleo rico

Etapa de desbutanização:

Nesta etapa ocorre um processo de destilação na torre desbutanizadora, com evidente valorização da seção de absorção, na qual se processa a especificação do GLP produzido pela unidade. A carga da torre é constituída pelo produto de topo da torre fracionadora e é pré-aquecida pela gasolina natural, produto de fundo da própria desbutanizadora. O fluído quente do refervedor da desbutanizadora é a aguarrás quente proveniente do forno da fracionadora. O topo da desbutanizadora, constituído de propano e butano, é totalmente condensado, voltando parte à torre como refluxo e o restante sendo enviado para tratamento, odoração e armazenamento. No caso específico de uma UPGN, a torre desbutanizadora tem como objetivo produzir GLP especificado em uma vazão máxima possível. O ponto de corte entre produto de topo e fundo é dado pelo P.F.E. do GLP, o qual é definido pela análise de intemperismo. O objetivo é anexar o máximo possível de pentano ao GLP permitido pela especificação vigente do produto. Apostila Processamento de Gás Natural


A análise de P.V.R. (pressão de vapor Reid) determina o máximo de etano que pode ser anexado à corrente de GLP, sendo que o ajuste dessa quantidade deve ser feito na torre desetanizadora. Valores de etano de 2 a 12% são usuais em GLP produzido por uma UPGN. Características do sistema de armazenamento e também os clientes finais do GLP determinam o valor exato de etanização do GLP produzido. Quando a torre desbutanizadora tem também como compromisso especificar o produto de fundo (gasolina natural), esta é chamada então de torre estabilizadora e, normalmente, tem como alternativa operacional, alterar o prato de carga, aumentando a seção de esgotamento (seção de fundo da torre) . pressão

flare A.R.

FC

nível

Vaso de topo

DESBUTANIZADORA refluxo Pre-aquecedor

A.R.

GLP

temperatura

nível

ÓLEO DE ABSORÇÃO

refervedor

A.R.

C5+ Fig: Sistema de desbutanização •

Influência da pressão na qualidade dos produtos

O processo usual de separação do LGN obtido do gás natural em produtos finais é a destilação em torres de destilação. A variável que determina o grau de dificuldade desta separação é a diferença de temperatura de ebulição entre os componentes das frações a serem separadas. Basicamente, quanto maior for a diferença de ponto de ebulição entre os componentes a serem separados, tanto mais fácil é o processo de separação; de outro modo, mais puros (melhor qualidade) são os produtos gerados. Segundo este princípio, no processo de separação dos produtos gerados do gás natural por destilação, é importante operarmos as torres de destilação com pressões as mais baixas possíveis, observando, porém, o limite necessário para manter-se o escoamento da vazão processada nos equipamentos da unidade por diferencial de pressão. Apostila Processamento de Gás Natural


A figura abaixo apresenta de forma ilustrativa a influência da pressão na diferença de temperatura de ebulição entre dois hidrocarbonetos, determinando uma maior ou menor facilidade de separação entre os mesmos.

P

Sendo P1 >P2,: Segmento ab > segmento cd

P1 C3 C4 C5 P2 Diferença de temp. de ebulição entre C4 e C5 C5 à P

Diferença de temp. de ebulição entre C4 e C5 à P2 a

b

c

d

Temp. ebulição

Fig: ilustração da influência da pressão no ponto de ebulição dos componentes do gás natural

Principais problemas operacionais da unidade: • Formação de hidrato

A formação de hidratos é sem dúvida, o pior problema que uma unidade que opera com temperaturas criogênicas pode ter, pois normalmente significam parada geral da unidade com perdas relevantes de produção. Os principais fatores que podem ocasionar hidratação na unidade são os seguintes: • • •

Injeção de glicol deficiente (nebulizadores, (nebulizadore s, bomba); Aumento do teor de água no gás natural; Regeneração deficiente.

• Parada dos compressores de propano

Por ser o principal equipamento da unidade, a falha deste implica em perda da especificação dos produtos gerados. Os principais motivos de parada dos compressores de propano são relacionados à qualidade do propano do ciclo. Altos teores de etano presentes no propano refrigerante acarretam pressões altas na descarga da máquina, o que pode determinar a queda do compressor. Altos teores de pesados como butano também trazem problemas ao sistema, pois geram a ocorrência de pressão baixa e formação de líquido na sucção da máquina. Problemas relacionados ao sistema elétrico de alimentação dos motores dos compressores também podem gerar paradas não programadas. Apostila Processamento de Gás Natural


• Arraste de líquido na absorção

Vazões muito elevadas de óleo de absorção ou da carga da unidade podem acarretar arraste de líquido pelo gás processado. Esta ocorrência é bastante danosa, pois coloca em risco a especificação do gás vendido, além de permitir a passagem de líquido para os gasodutos de transporte. • Perda de nível no fracionamento

A perda de nível da torre de fracionamento normalmente está relacionada a uma vaporização rápida do óleo de absorção (aguarrás) no fundo da torre. Basicamente, este fato pode ocorrer quando aquecemos muito rápido o fundo da torre para especificar o PIE (ponto inicial de ebulição) do óleo de absorção. A rápida perda de leves pode diminuir drasticamente o nível da fracionadora, sem que haja tempo para o retorno do óleo circulante da unidade. • Sistema térmico (geração de calor)

Os principais problemas envolvendo a área quente dessa unidade estão relacionados de alguma forma a falha do forno, sendo a mais comum, causada por falha da instrumentação de controle e segurança do equipamento. Problemas como queda do refratário, furo da serpentina, travamento do damper e baixa qualidade do combustível também podem gerar paradas do equipamento. • Isolamento térmico frio danificado

Como opera com baixas temperaturas, este tipo de unidade é muito sensível á perda de eficiência eficiênci a por falha de isolamento térmico. Em condições normais, normais, a unidade vai perdendo eficiência na liquefação de frações pesadas do gás, conforme o isolamento vai envelhecendo durante a campanha de operação. Quando ocorre algum fato que impacta o nível de isolamento térmico dos sistemas a frio da unidade, unidade, a perda de eficiência é imediata, gerando gerando muitas vezes, a necessidade de paradas não programadas para recuperação do isolamento.



Processo TURBO-EXPANSÃO Introdução:

O processo turbo-expansão é o mais eficiente processo termodinâmico atualmente utilizado em unidades de processamento de gás natural. Possui excelente rendimento na recuperação de propano, sendo capaz de praticamente zerar o teor deste componente no gás processado. Também é o único processo capaz de separar etano petroquímico, tendo um alto rendimento na recuperação deste componente, de forma que o gás processado gerado é constituído basicamente por metano. Possui um alto custo, sendo necessário dessa forma, de uma vazão elevada que garanta o retorno do investimento. Unidades desse tipo precisam ter capacidade nominal igual ou acima de 3 000 000 m 3 /d, para que se tenha tenha retorno retorno adequado adequado do investimento. investimento. Fundamento termodinâmico:

A liquefação dos componentes mais pesados do gás natural neste processo é garantida pela expansão do gás natural em uma turbina, a qual libera energia que é utilizada para acionar um compressor booster do sistema principal de compressão do gás processado. Um conjunto turbo-expansor é responsável por esta etapa de expansão isotrópica (expansão com entropia constante) Devido ao abaixamento de temperatura proporcionado pela expansão isotrópica com a realização realizaç ão de trabalho, o processo consegue c onsegue atingir temperaturas da ordem or dem de -90 °C. No caso de processamento de gás com alto teor de pesados a unidade recebe um ciclo de resfriamento a propano para propiciar a liquefação das frações mais pesadas, sem comprometer a performance da etapa de expansão do gás natural no turbo-expansor. Dessa forma, o processo turbo-expansão também pode ser considerado um processo combinado, quando utilizado em associação com o processo de refrigeração, para processamento de gás natural de alto teor de pesados (riqueza acima de 8%). Principais características: • • • • • • •

Expansão isentrópica isentrópic a ( ∆s= 0), com realização de trabalho; Proporciona Proporcion a a temperatura mais baixa de todos os processos; Maior eficiência eficiênci a (riqueza residual do gás processado tende a zero); Único com possibilidade possibil idade de gerar etano para petroquímica; Total recuperação de propano; Alta recuperação de etano; Necessita de alto investimento. investimento.


O gás natural é previamente separado da fase líquida (condensado de gás natural) e da água livre presente na corrente de hidrocarbonetos é comprimido para fazer a carga da unidade. Esta compressão inicial assegura o delta P necessário para a etapa de expansão posterior.



Após a compressão, o gás é tratado para retirada de compostos sulfurados, normalmente em reatores com leitos de compostos a base de óxidos de ferro ou zinco. O gás isento de componentes que geram corrosão, passa então para a etapa de desidratação, através da utilização de um sistema de peneiras moleculares. O gás desidratado é refrigerado, primeiro trocando calor para recuperação de frio das correntes de saída e depois no sistema de refrigeração a propano, quando ocorre então a condensação das frações mais pesadas do gás. Após esta etapa de refrigeração e mais troca térmica para aproveitamento de frio, o gás sofre uma expansão isotrópica, com geração de trabalho, através de uma turbina de expansão, quando então a temperatura abaixa o suficiente para que ocorra a liquefação de todos os mais pesados que o componente metano, gerando uma corrente bifásica. Após a etapa de expansão, a mistura bifásica entra na torre desmetanizadora, que dá o corte final entre o gás processado, basicamente metano puro que sai pelo topo da torre pronto para venda após troca térmica e o produto de fundo, composto pela fração C2+, que segue para fracionamento. O produto de fundo da torre desmetanizadora, basicamente um LGN etanizado de alta pressão de vapor é então fracionado nos produtos de interesse nas torres fracionadoras subsequentes. Os produtos gerados a partir do LGN etanizado dependem basicamente da demanda dos consumidores locais, sendo inclusive possível a geração de uma corrente de etano pura se houver demanda comercial para este produto. O trabalho gerado durante a etapa de escansão do gás é utilizado normalmente por um compressor conjugado ao expansor, o qual tem a função de aumentar a pressão do gás processado antes da compressão final para transporte.



Diagrama de blocos do processo Turbo-Expansão: Compressão final Recuperação d de llí quido

GN Dessulfurização

Desidratação

Refrigeração

Expansão

C1

Desmetanização

Energia

Compressão inicial

Regeneração

C5+

C i cl o propano

Compressão Inicial o ou final

LGN

Sistemas auxiliares

Fracionamento d de llí quido Deisopentanização

Desbutanização

C4 iC5 Fig: Diagrama de blocos – Processo Turbo-Expansão

Despropanização

Desetanização

C3

C2

Etapa de compressão inicial:

Para garantir a pressão mínima de operação da unidade, pode ser necessária a compressão inicial do Gás natural, carga da unidade. O valor mínimo da pressão de projeto deve ser atendido para que a expansão do gás no turbo-expansor consiga gerar as temperaturas baixas previstas no projeto e com isso seja garantida a geração dos produtos na quantidade e qualidade esperados. Etapa de dessulfurização:

O gás natural proveniente da estação de compressão, normalmente com pressão da ordem de 6,9 a 7,8 MPa (70,0 a 80,0 kgf/cm 2), é saturado em água e então entra nos vasos de remoção de H 2S, onde o leito fixo composto por sulfatreat (óxidos sintéticos de ferro) ou outro produto de remoção de compostos sulfurados reduz o teor de H 2S inicial para um máximo m áximo de 0,10 ppm. Esta etapa é necessária, devido à ocorrência de concentração de H 2S na corrente líquida formada pela fração C2+ produzida pela unidade. De outra forma, a movimentação dessa corrente com altos teores de H 2S poderia gerar graves problemas. Etapa de desidratação:

O gás proveniente da Unidade de Tratamento de Gás Natural chega ao vaso separador de gás para separação de condensado e água arrastada. O gás livre de líquido vai para os vasos secadores de gás natural. Cada secador contém um leito fixo de peneira molecular Apostila Processamento de Gás Natural


para adsorção do vapor d’água em equilíbrio com o gás natural (umidade do gás natural). Após um ciclo de operação, o leito da peneira fica saturado em água, sendo necessário então se iniciar a etapa de regeneração da peneira. Enquanto um leito está sendo regenerado, o outro está em operação normal, desidratando o gás natural carga da unidade. Etapa de regeneração das Peneiras Moleculares:

A regeneração é feita por uma corrente de gás seco a cerca de 220 °C, que é injetada no leito saturado da peneira. A alta temperatura do gás vaporiza e retira a água do leito da peneira. É utilizado um forno para aquecimento do gás utilizado na regeneração. Os equipamentos auxiliares: filtro de poeira, compressor de gás regenerado, resfriador de gás de regeneração e vaso separador completam o sistema de regeneração das peneiras. O gás utilizado na regeneração, após o tratamento nestes equipamentos auxiliares, retorna à corrente principal de carga da unidade. A figura abaixo apresenta uma maquete do leito das peneiras moleculares que é montado dentro dos reatores de desidratação de gás.

Fig: maquete do leito da peneira molecular

Etapa de refrigeração a Propano:

As unidades de turbo-expansão podem utilizar resfriamento apenas a partir da expansão do gás no turbo-expansor ou ainda utilizar uma etapa de pré-resfriamento da carga, através de um ciclo de refrigeração a propano, como o utilizado pelo processo absorção refrigerada. O fator determinante da utilização da etapa de pré-resfriamento é a riqueza do gás natural, carga da unidade. Normalmente, gases muito pobres, com riqueza abaixo de 6%, não necessitam de pré-resfriamento. Já gases mais ricos do que este valor demandam a aplicação deste artifício. A etapa de pré-resfriamento garante que as frações mais pesadas condensem antes da passagem pelas palhetas da turbina do expansor, facilitando sobremaneira o projeto do equipamento (A turbina gira a cerca de 21 000 rpm e esse líquido pesado, condensando sobre as palhetas, complica bastante a manutenção do balanceamento do sistema girante). O ciclo de propano utilizado no resfriamento do gás é constituído basicamente, por um compressor centrífugo de propano de dois estágios, onde ocorre a etapa de compressão do ciclo. Após a compressão, o propano na fase vapor é resfriado no condensador do ciclo, onde ocorre a etapa de condensação. O propano líquido condensado é acumulado no vaso acumulador de propano do sistema. Parte do propano do vaso acumulador é expandida na válvula de entrada do primeiro Apostila Processamento de Gás Natural


resfriador de gás natural do ciclo (primeira parte da etapa de expansão do ciclo) e parte alimenta o vaso economizador de propano para posterior expansão na entrada da válvula do segundo resfriador de gás natural (segunda parte da etapa de expansão do ciclo). Dentro dos resfriadores ocorre a etapa de vaporização de ciclo. O vapor de propano oriundo do primeiro resfriador de gás natural é encaminhado para o vaso economizador de propano e daí, para a sucção do segundo estágio do compressor de propano. O vapor oriundo do segundo resfriador é encaminhado para o vaso separador de propano, e daí para sucção do primeiro estágio do compressor de propano. Etapa de Turbo-expansão:

É o sistema mais importante e mais complexo da unidade, sendo responsável pelo atingimento das baixas temperaturas necessárias á liquefação da fração C2+ do gás natural. A correta operação do turbo-expansor, principal equipamento da unidade, define em última instância se a unidade obterá os produtos esperados, na quantidade e qualidade esperadas. A partir do vaso de sucção do turbo-expansor, o gás natural é dividido em duas correntes, sendo a primeira enviada para resfriamento no condensador de topo da torre desmetanizadora, transformando-se no refluxo desta, a partir da injeção na bandeja mais alta da torre. A outra corrente é enviada para o turbo-expansor, onde ocorre um forte resfriamento do gás, com condensação das frações mais pesadas do que o metano. A expansão do gás natural, além de gerar o efeito do resfriamento, fornece energia para a compressão do gás seco no compressor booster do sistema de compressão de gás residual. O líquido contido no fundo do vaso de sucção do turbo-expansor é direcionado para torre desmetanizadora, após resfriamento no permutador líquido-líquido que utiliza corrente fria da torre desmetanizadora.

Fig: Conjunto rotativo do turbo-expansor

Etapa de desmetanização do LGN:

A torre desmetanizadora é um dos principais equipamentos da unidade, sendo constituída por seção de topo e de fundo. Na seção de topo ocorre a formação do gás seco, basicamente constituído de metano e na seção de fundo ocorre a formação do LGN (líquido de gás natural), constituído pelos componentes mais pesados do que o metano que são condensados durante o resfriamento do gás natural. A torre possui várias entradas de carga, de modo a garantir o gradiente térmico adequado ao enquadramento das especificações técnicas dos produtos gerados. O gás frio que deixa o topo da torre é utilizado para pré-resfriar o gás natural através dos Apostila Processamento de Gás Natural


permutadores da unidade. O fundo da torre opera com um forno que tem a função de refervedor da desmetanizadora. O produto de fundo (C2+ ou C3+) é enviado para a esfera de armazenamento ou resfriado previamente em um resfriador final de LGN, antes do armazenamento. Etapa de compressão de gás seco:

O gás seco flui para o vaso separador de gás seco, onde ocorre remoção de líquido. O gás segue para o compressor booster (compressor do turboexpansor) e após então, para o compressor principal de gás residual, sendo resfriado no resfriador de gás seco, antes de ser finalmente encaminhado para o gasoduto de transferência. Etapa de fracionamento do LGN:

O LGN etanizado segue para área de fracionamento para ser fracionado, gerando frações puras de hidrocarbonetos de interesse comercial, através da passagem do LGN por uma série de torres de destilação, cada uma com um propósito específico e características distintas das demais. A sequência de destilação do LGN é apresentada abaixo: • • • •

Torre desetanizadora: separa a corrente de etano; Torre despropanizadora: separa a corrente de propano; Torre desbutanizadora: separa a corrente de butano; Torre deisopentanizadora: separa a corrente de isopentano pelo topo e a corrente C5+ pelo fundo.



Esquemático do processo: C1

Turbo-expansor

GÁS

expansão

Compressor desidratação

desmetanizadora dessulfurização

C3

C3

Vaso de entrada do

GN refrigeração

Compressão inicial

Regeneração da Peneira

filtro

i C5

C4

ÁREA DE FRACIONAMENTO

C3

C2 LGN

C5+

Fig: Esquemático do processo turbo-expansão

Principais problemas operacionais:

Por ser uma unidade fortemente instrumentada, uma pane no sistema supervisório, por mais simples que seja, causa paradas não programadas por tempo considerável. Outro grande motivo de paradas não programadas é, a exemplo da unidade de absorção refrigerada, problemas por formação de hidratos nos equipamentos e tubulações. • Falha do sistema supervisório de controle

Devido ao alto nível de complexidade, a unidade possui um sistema de controle totalmente automatizado. Dessa forma, a unidade opera com baixo nível de intervenção manual, o que minimiza riscos e erros, porém torna o sistema mais sensível, em caso de falha do sistema supervisório. Normalmente Normalmente falhas na rede dos Controladores Controladores Lógicos Programáveis Programáveis (CLPs) ou na rede dos computadores de controle da sala de controle significam parada total da unidade pelo tempo necessário à correção do problema. • Formação de hidrato

Para uma unidade que chega a atingir -90 C, a formação de hidratos é um problema bastante Apostila Processamento de Gás Natural


crítico, obrigando a parada geral dos sistemas a frio da unidade por várias horas para desfazer o hidrato formado. A melhor solução é a prevenção e esta tem como princípio básico a medição contínua da umidade residual do gás processado, através de medidores em linha para propiciar as correções necessárias a tempo de evitar-se o processo de hidratação. Os principais fatores que podem ocasionar hidratação neste tipo de unidade são todos ligados a uma baixa eficiência do sistema de desidratação do gás natural que entra na unidade. Esta baixa eficiência pode ter como causa uma falha direta dos leitos de peneira molecular ou ser ocasionada por problemas no sistema de regeneração dos leitos. Os principais fatores são relacionados abaixo: • • • •

Leito da peneira saturado (tempo de campanha esgotado); Falha do compressor de gás quente; Aumento do teor de água no gás natural; Regeneração deficiente (temperatura baixa por por falha do forno, baixa vazão de gás quente ou falha no controlador da programação da regeneração).

• Parada do turbo-expansor

Como principal equipamento da unidade, a falha deste causa perda de eficiência na obtenção de baixas temperaturas, porém a unidade permanece operando através da válvula de by pass do turbo (temos a expansão isentálpica ou efeito Joule-Thomson, o qual é menos eficiente do que a expansão isentrópica promovida pelo turbo). • Parada dos compressores de propano

A parada do compressor de propano normalmente está relacionada à qualidade do propano do ciclo. Altos teores de etano presentes no propano refrigerante acarretam pressões altas na descarga da máquina, o que pode determinar a queda do compressor. Altos teores de pesados como butano também trazem problemas ao sistema, pois geram a ocorrência de pressão baixa e formação de líquido na sucção da máquina. A ocorrência de sub-tensão pode provocar bloqueio do sistema de proteção do motor elétrico do compressor, gerando também paradas não programadas. • Falha do forno da demetanizadora

Os principais problemas envolvendo a área quente dessa unidade estão relacionados de alguma forma a falha do forno, sendo a mais comum, causada por falha da instrumentação de controle e segurança do equipamento. Problemas como má qualidade do combustível, queda de refratário, furo da serpentina, e travamento do damper, também podem gerar paradas do equipamento. • Isolamento térmico frio danificado

Quando ocorre algum fato que impacta o nível de isolamento térmico dos sistemas a frio da unidade, a perda de eficiência é imediata, gerando muitas vezes, a necessidade de paradas não programadas para recuperação do isolamento.



PROCESSOS COMBINADOS Introdução:

Existem situações excepcionais, em que é interessante a aplicação de processos termodinâmicos associados, em um projeto de aproveitamento de gás natural, de modo a se atingir um objetivo específico otimizado. Alguns exemplos podem ser citados na aplicação de processos combinados em unidades de processamento de gás natural existentes. Planta de gás de San Alberto – Bolívia:

A unidade responsável pela especificação do gás importado da Bolívia pelo Brasil é uma UPGN que utiliza dois processos termodinâmicos combinados: A refrigeração simples dada por um sistema de refrigeração a propano e o efeito Joule-Thomson gerado pela expansão do gás em uma válvula de controle de pressão. O objetivo da unidade é especificar o gás produzido no campo, conforme definido nos contratos de venda de gás (neste caso específico, a especificação do gás importado deve atender atend er à Resoluç Re solução ão n°16 da ANP). AN P). A opção pela escolha dos processos combinados de refrigeração simples e efeito JouleThomson deve-se basicamente a baixa riqueza do gás do campo de San Alberto (em torno de 6%), aliada à alta pressão existente no reservatório. Etapa de refrigeração sim les les

Etapa de expansão isen isentá táll ica ica Gás natural especificado para exportação

C3

Separação de líquidos

Fracionamento do LGN, gerando produtos líquidos reservatório

UPGN Fig: Esquemático da planta de San Alberto - Bolívia

Unidade de processamento de gás da UEGA – Araucária PR

A unidade de processamento de gás natural da UEGA foi construída para acertar o teor de etano do gás natural que serve de carga para a termoelétrica da UEGA. As turbinas dos grupos turbo-geradores apresentam uma restrição de especificação de carga, a qual permite um teor de 6% de etano no máximo, presente no gás combustível de alimentação do sistema.



Para atender a este objetivo, a unidade foi projetada com aplicação dos processos combinados refrigeração simples e Joule-Thomson. O gás carga car ga da unidade já j á é especificado especif icado conforme conform e a Resolução n°16 da ANP, porém p orém a limitação do teor de etano das turbinas obrigou a utilização de um tratamento adicional, através do processamento do gás em uma unidade de processamento específica para acerto do teor de etano. desmetanização

fracionamento

desetanização

C1 para a Térmoelétrica

C2

GLP

GN

Compressão inicial

C3 refrigeração

Expansão isentálpica

LGN

C5+

Fig: Esquemático da UPGN da UEGA Araucária - PR



COMPARAÇÃO ENTRE OS PRINCIPAIS PROCESSOS UTILIZADOS Introdução:

Como já observado anteriormente, vários itens devem ser avaliados durante a etapa decisória sobre qual processo termodinâmico usar em um projeto de aproveitamento de gás natural de determinado Campo produtor. Muitas vezes, o projeto mais caro não é a melhor resposta, assim com o mais barato também pode não ser o mais adequado para determinada aplicação específica. específica. Não existe um processo que seja sempre melhor do que os outros. O que existe é a melhor adequação de um deles a uma determinada situação, baseada nas premissas de cada projeto de aproveitamento de gás. A tabela abaixo pode servir de orientação na definição do processo termodinâmico a ser utilizado em um projeto, em função dos objetivos a serem alcançados pelo mesmo. Objetivo/Processos

JT

RS

AR

TE

Especificar ponto de orvalho

S

S

S

S

Especificar Gás conforme Resolução n°16 da ANP

N

S

S

S

Maximizar produção de GLP

N

N

S

S

Produzir etano petroquímico

N

N

N

S

Fig: Tabela

processos x objetivos

JT: Processo Joule Thomson RS: Processo refrigeração simples AR: Processo absorção refrigerada TE: Processo turbo-expansão

Expansão isentálpica x isentrópica

A expansão isentrópica ocorrida em um turbo-expansor turbo-expansor é cerca de duas vezes mais eficiente do que a expansão isentálpica ocorrida em uma válvula de controle de pressão, basicamente, porque na primeira, temos a realização de trabalho pela expansão do gás, gerando movimento no eixo da turbina expansora. Este movimento de rotação pode ser aproveitado como trabalho na ponta do eixo. Normalmente, no caso de turbo-expansores, este trabalho é aproveitado na compressão booster do gás seco processado ou na compressão adicional do gás carga do expansor, visando aumentar a diferença de pressão no processo de expansão. Dessa forma, o abaixamento de temperatura proporcionado pela expansão isentrópica é bem mais eficiente no processo de geração de líquidos em uma UPGN, porém certamente a demanda de recursos é maior.



A figura abaixo ilustra a comparação entre os processos citados:

Turbo-expansão

C/a tm �T / �P = ± 1 °C/atm

Riqueza do gás: 8 a 10%

Efeito Joule Thomson

0, 5 °C/atm �T / �P = ± 0,5

Fig: Comparação entre os processos de expansão

Refrigeração simples x absorção refrigerada

A refrigeração simples utilizada apenas resfriamento do gás natural em um permutador a propano. A temperatura tem peratura de resfriamento resf riamento do gás gira em torno de -35°C. Toda a condensação c ondensação neste caso ocorre em função desse abaixamento de temperatura. No processo absorção refrigerada, temos um primeiro estágio de condensação de frações pesadas em função da refrigeração em um permutador a propano e posteriormente, um segundo estágio de liquefação de pesados proporcionado por uma etapa de absorção, através de escoamento em contra corrente do gás com um solvente de grande afinidade com as frações mais pesadas presentes no gás. Devido à etapa de absorção, a refrigeração é mais branda bra nda neste caso, causando cau sando resfriamento resfri amento do gás até a temperatura de -25° - 25°C. Esta temperatura maior proporciona menor gasto de energia no ciclo de propano. De uma forma geral, a absorção refrigerada é um processo mais eficiente do que o processo refrigeração simples, gerando um gás residual com menor teor de pesados. O gasto energético do ciclo de propano é menor, porém existe a necessidade de um sistema de fracionamento de óleo de absorção (solvente utilizado na absorção) com a utilização de um forno. Esquematicamente, a comparação entre os processos refrigeração simples e absorção refrigerada pode ser apresentada, conforme a figura abaixo:



T = - 35° 35 °C Refrigeração simples

C3 Mais eficiente

T = - 25° 25 °C

Complemento da liquefação

Absorção refrigerada Etapa Refrigeração

Óleo de absorr ão abso

C3

50% da liquefação

Etapa Absorção

Fig: Comparação entre os processos de refrigeração



TRATAMENTO DOS PRODUTOS GERADOS Introdução:

Tão importante quanto produzir combustíveis, é garantir a especificação dos mesmos, em conformidade com as normas vigentes, para o atendimento adequado aos consumidores finais. Como já visto, o gás natural só pode ser comercializado de acordo com a especificação especific ação técnica descrita descri ta na Resolução n°16 da ANP. Porém outros combustíveis comb ustíveis derivados do gás natural também precisam estar de acordo com normas específicas para poderem ser comercializados. Um bom exemplo é o GLP (gás liquefeito de petróleo) que precisa atender at ender a especificação especific ação definida pela ANP, através atrav és da Resolução n°18, para ter sua comercialização liberada li berada.. Apesar do GLP produzido a partir do gás natural ser um produto praticamente isento de contaminantes, faz-se necessário a utilização de sistemas de tratamento específicos para a garantia plena do atendimento às normas de comercialização vigentes. Resolu Re solução ção n° n °18 da ANP: AN P: UNIDADE

PROPANO Comercial

BUTANO Comercial

GLP

Pressão de Vapor a 37,8ºC, máx.

kPa

1430

480

1430

Resíduo Volátil - Ponto de Ebulição 95% evap, máx.

ºC

-38,3

2,2

2,2

Butanos e mais pesados, máx

% vol.

2,5

-

-

Pentanos e mais pesados, máx;

% vol.

-

2,0

2,0

ml

0,05 Passa

0,05 -

0,05 -

mg/kg

185

140

140

Passa

Passa

Passa

1

1

1

Anotar

Anotar

Anotar

Passa

-

-

-

Ausente

Ausente

CARACTERÍSTICA

Resíduo 100 ml evaporados, máx. Teste da Mancha Enxofre Total , máx. H2S Corrosividade ao Cobre a 37,8ºC 1 hora, máx Massa Específica a 20ºC Umidade Água Livre Odoração


kg/m³

20% limite Inferior de Inflamabilidade Inflamabilidade


Tratamento Cáustico do GLP:

Tem como objetivo retirar compostos de enxofre presentes no GLP que geram corrosividade à lâmina de cobre. Basicamente, passamos a corrente de GLP através de um leito de hidróxido de sódio, com o objetivo de promover contato íntimo entre os cátions alcalinos e os ânions sulfetos, gerando com isso reações exotérmicas de neutralização de pequeno grau de reversibilidade. Após então, a corrente de GLP é lavada em um leito de água para eliminar eventuais partículas arrastadas de soda cáustica. Em seguida, o GLP atravessa um leito de areia, o qual é responsável por separar e reter partículas de água arrastada por efeito de coalescência. A unidade tem a flexibilidade operacional de utilizar os dois leitos em paralelo, em série ou apenas um leito de cada vez. Complementam a unidade dois tanques de pequena capacidade, sendo um para armazenar a solução de soda cáustica concentrada e outro para armazenar a solução já diluída e pronta para uso. - Reações características RSH + NaOH

RSNa + H2O +



H2S + 2 NaOH

Na2S + 2 H2O +



CO2 + 2 NaOH

Na2CO3 + H20 + 

NaOH

NaOH

GLP CORROSIVO

H2O

S LICA LICA

GLP TRATADO

Fig: Unidade de tratamento cáustico de GLP



Fig: Unidade de tratamento cáustico de GLP de Cabiúnas - RJ

Sistemas patenteados de tratamento de GLP:

Existem outras opções para tratamento de GLP em substituição ao sistema tradicional cáustico. São sistemas patenteados à base de mistura de óxidos metálicos dispostos em leitos estacionários de reatores. O material sólido é granulado em forma a oferecer grande superfície de contato. O GLP na fase líquida atravessa o leito sólido e os agentes contaminantes que geram corrosividade são neutralizados por reações químicas ocorridas entre estes e os componentes do leito (mistura de óxidos). Basicamente, existem duas grandes correntes de fabricantes: uma que utiliza a mistura de óxidos de ferro (menos ativo, porém mais barato) e outra que utiliza a mistura de óxidos de zinco (mais ativa, porém mais cara). Após o período de vida útil dos leitos, os mesmos m esmos precisam ser substituídos, sendo o produto formado no interior dos leitos descartado para aterro comum. Os fabricantes de ambas as tecnologias garantem que os produtos gerados pelas reações de neutralização não agridem o meio ambiente.



GLP TRATADO

PURASPEC

SINETIX

SULFACLEAN

SULFATREAT

TECNOLOGIA UTILIZADA: LEITOS DE COMPOSTOS SÓLIDOS FORMADOS POR MISTURA DE ÓXIDOS METÁLICOS

GLP CORROSIVO Fig: sistemas patenteados de tratamento de GLP

Dessulfurização de gás natural:

Os mesmos fabricantes que produzem produtos para tratar o GLP, também produzem produtos para tratar o gás natural (na fase vapor). Basicamente, são os mesmos produtos, o que muda é a granulometria média dos produtos, que adaptados para tratar líquidos ou gás. O gás natural atravessa o leito estacionário de óxidos e os agentes contaminantes do gás natural, que geram corrosividade, são neutralizados por reações químicas ocorridas entre estes e os componentes do leito.



LEITOS DE SULFATREAT

R

Gás tratado

água

Gás saturado

Gás natural

água

Fig: sistemas patenteados de tratamento de gás natural – processo sulfatreat

Odoração do GLP:

Após o tratamento, injetamos uma diminuta quantidade de odorante no GLP, como medida de segurança, para facilitar a detecção de quaisquer possíveis vazamentos. O odorante usado, em se tratando de GLP é o etil mercaptan, devido a sua maior afinidade com a fração fr ação de GLP, em função da similaridade estrutural da cadeia do produto. O sistema de odoração é bastante simples, sendo constituído de um vasilhame pressurizado de armazenamento do odorante, duas bombas de injeção (uma principal e outra reserva), bico injetor e tubings de aço inox. Características do odorante utilizado para GLP: Nome do produto: Etil mercaptana Nome químico: Etanotiol (mercaptoetano; etil tioálcool; tioetanol; álcool tioetílico) Aspecto: Líquido incolor a amarelo claro de odor desagradável Ponto Pont o de ebulição: ebul ição: 34,4 3 4,4 a 36,1 °C @ 101,32 kPa kP a Ponto Pont o de fusão: fusã o: -147 - 147 °C Ponto Pont o de fulgor: ful gor: -48,3 -48, 3 °C Temperatu Temp eratura ra de auto-igni auto- ignição: ção: 299 29 9 °C Limite de explosividade superior: 18,2% Limite de explosividade inferior: inferior: 2,8% Densidade Dens idade:: 0,846 0, 846 @ 15,5 °C Pressão Pres são de vapor: va por: 1117 11 17 kPa (838 (8 38 mmHg) mmHg ) @ 37,7 °C Limite de odor: 1 ppb Odoração do Gás Natural: Apostila Processamento de Gás Natural


Conforme a legislação em vigor, o gás natural também precisa ser odorizado para efeito de transporte com segurança. Após o processamento do gás, injetamos uma diminuta quantidade de odorante, como medida de segurança, para facilitar a detecção de quaisquer possíveis vazamentos nos dutos utilizados para transporte. O odorante usado, em se tratando de gás natural é o Spotleak 1009, devido a sua grande afinidade com a fração leve do gás processado. Características do odorante utilizado para gás natural: Nome comercial do produto: Spotleak 1009 Composição do produto: Terc-butilmercaptana (77 a 80% pp) Isopropilmercaptana (16 a 23% pp) N-propilmercaptana (<4% pp) Aspecto: Líquido incolor a amarelo claro de odor desagradável Ponto Pont o de ebulição: ebul ição: 62 °C @ 101,32 101, 32 kPa Ponto Po nto de d e fulgor ful gor:: 27 °C Temperatu Temp eratura ra de auto-igni auto- ignição: ção: 245 °C Densidade Dens idade:: 0,812 0, 812 @ 15,5 °C Pressão Pres são de vapor: vapor : 45,5 kPa @ 37,5 °C

Fig: Tambores de odorante


Pontos de injeção


UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL Introdução:

Como a especificaçã es pecificaçãoo do gás natural nat ural definida defi nida pela ANP, através da Resolução n° n °16, praticamente exige que todo o gás produzido seja processado para que possa ser vendido ao consumidor final, cada novo campo produtor de gás exige que novas unidades de processamento de gás natural sejam construídas. Dessa forma, as áreas produtoras mais importantes de gás do país estão sempre associadas a grandes complexos de tratamento e processamento de gás. Unidades existentes:

A tabela abaixo apresenta as principais unidades de processamento de gás natural existentes no Brasil, sua localização e seus principais dados de projeto. Todas as unidades citadas são de propriedade da Petrobras: UNIDADE UR U C U I URUCU II URUCU III LUBNO R GUAMARÉ I GUAMARÉ I I GUAMARÉ GUAMAR É I II PI LAR AT ALA IA CARMÓ POLIS CATU I CATU II CANDE IAS MANA TI LAGOA PA RDA UPGN GO LF INHO I UPGN GO LF INHO II UPGN PER PEROÁOÁ-CAN ANG GOÁ UPGN CA BIÚNA S URGN CAB IÚNAS URL I CAB IÚNAS URL I I CA BIÚNA S URL I II CABI ÚNA S REDUC I REDUC II UGN RPB C

AM AM AM CE RN RN RN AL SE SE BA BA BA BA ES ES ES ES RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ SP


cap. Nom. ( x103 ) 600 6000 3000 350 2000 2000 1500 1800 2000 350 1400 2500 2000 6000 1500 3500 3500 5500 600 3500 5400 5400 5400 2400 2400 2300

processo termodinâmico absorção refrigerada turbo expansão turbo expansão absorção refrigerada absorção refrigerada turbo expansão turbo expansão turbo expansão absorção refrigerada refrigeração simples absorção refrigerada turbo expansão absorção refrigerada JT + refrigeraç ref rigeração ão refrigeração simples tu rbo expa nsão tu rbo expa nsão JT + ref rigeração absorç ão ão ref ririgerada ref ririgeração simples tu rbo expa nsão tu rbo expa nsão tu rbo expa nsão absorção refrigerada turbo expansão refrigeração simples

(OBS)

Cacimbas Cacimbas Cacimbas Macaé Macaé Macaé Macaé Macaé


Novos projetos de unidades de processamento de gás natural:

Os novos empreendimentos na área de processamento de gás do Brasil, como seria esperado, estão previstos para serem instalados nos centros produtores de gás natural atualmente em desenvolvimento no país. Os principais campos atualmente em desenvolvimento estão localizados no litoral dos estados do Espírito Santo e São Paulo. As unidades de processamento de gás natural atualmente em fase de desenvolvimento são listadas abaixo: UPGN de Caraguatatuba - SP: Para aproveitamento do gás do bloco BS-400, chamado Campo de Mexilhão, localizado no litoral de São Paulo. • • • •

Capacidade nominal: 15 000 000 m 3 /d Quantidade de módulos: 2 (sendo 7 500 000 m 3 /d cada) Tipo de unidade: Refrigeração Simples Objetivo principal: Especificação Especifi cação do ponto de orvalho do gás produzido

UPGN de Ubu – ES: Para aproveitamento do gás existente nos Campos das baleias (Jubarte, Franca, Cachalote, Anã), localizados no litoral sul do Espírito Santo. • • •

Capacidade nominal: 2 500 000 m 3 /d Tipo de unidade: Turbo-Expansão Objetivos principais: Especificação do ponto de orvalho do gás produzido e produção de GLP

Projetos da área pré-sal: A área produtora do pré-sal ainda não é totalmente conhecida, mas estima-se reservas recuperáveis da ordem de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo.

Mesmo sendo muito cedo para estimarmos vazões potenciais diárias de produção de gás natural, é possível prever que, após as devidas confirmações, a quantidade de gás produzida no pré-sal brasileiro deverá contribuir fortemente para a auto-suficiência do país neste combustível. Os principais campos do pré-sal já descobertos são abaixo citados:      

Campo de Tupi Campo de Júpiter Campo Carioca Campo Bem-Te-Vi Campo de Caramba Campo de Parati



ANEXO 01 - Ábaco de J.J.Maketta - Determinação de de umidade do gás natural



BIBLIOGRAFIA

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Apostila Processamento GN 2010

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