Processamento de gás natural

Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural

Daniel H. M. Filho Eng. Processamento – UNBSOL/ATP-U/OP Manaus, Dezembro de 2005. ______________________ _________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _________________ ______

Daniel H. M. Filho Processamento / UN-BSOL

Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng.2

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Autor Daniel Henrique Maximo Filho : Engenheiro Químico graduado pela Universidade Federal de Minas Gerais, atua como Engenheiro de Processamento na Gerência de Operações do Ativo de Produção de Urucu da Unidade de Negócio da Bacia do Solimões em Manaus-AM.

Colaboradores: Eng. KEN WHEELER DA SILVA ARAUJO Eng. TIAGO TERIBELE Eng. PHILIPP WOLFGANG MAI RODRIGUES

Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural / Daniel Henrique Maximo Filho, autor. – UN-BSOL/ATP-U/OP – Manaus-AM.

Reservam-se os direitos desta à Petróleo Brasileiro S.A. Av. República do Chile, 65 - Centro - 20031-912 Rio de Janeiro - RJ

2



-----------------------------------------------------------------------------------------------------Índice

CAPITULO 1: CONCEITUAÇÃO ..................................................................................... 4 1.1– O GÁS NATURAL...................................................................................................... 4 1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS NATURAL ........................................... 6 1.3– TRATAMENTO.......................................................................................................... 7 1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL ................................................................................. 7 CAPÍTULO 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL8 2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL.......................................................... 8 2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados.................................................. 8 2.2 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL - UPGN ...................... 10 2.2.1 - Importância econômica das UPGNs.................................................................. 11 2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO..................................................................................... 13 2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES ....................................................... 16 2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON ............................................................................ 18 2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA..................................................... 19 2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO ................................................................... 23 CAPITULO 3: TRATAMENTO........................................................................................ 27 3.1 – DESIDRATAÇÃO ................................................................................................... 27 3.1.1 – Água no gás natural .......................................................................................... 27 3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural .......................................................... 30 3.1.3 – Hidratos............................................................................................................. 33 3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato........................................................................ 35 3.1.5 – Desidratação por Absorção .............................................................................. 37 3.1.6 – Desidratação por Adsorção .............................................................................. 38 3.1.7 – Parâmetros de projeto....................................................................................... 42 3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção ....................................... 45 3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS ........................................................................... 46 3.2.1 – Objetivos............................................................................................................ 46 3.2.2 – Seleção do tratamento ....................................................................................... 47 3.2.3 – Tratamento com soluções de aminas................................................................. 49 3.2.4 – Tratamento com Carbonato de Potássio a quente ............................................ 51 3.2.5 – Tratamento com Sulfinol ................................................................................... 51 3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja ........................................................................ 52 3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares............................................................. 53 3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes........................................................ 53 3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas ...................................................... 54 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................. 56 ANEXOS .............................................................................................................................. 57 ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL DE ORIGEM NACIONAL OU IMPORTADA ..... 57 A NEXO 2 - ESPECIFICAÇÕES DOS GASES LIQÜEFEITOS DE PETRÓLEO (GLP)..................... 58 A NEXO 3 - GLOSSÁRIO DO RAMO DE PETRÓLEO ................................................................. 60

ANEXO 1 -

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Capitulo 1: Conceituação

1.1– O GÁS NATURAL Definição: “Gás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, processados e gases raros.” - LEI Nº 9.478/97 O gás natural é um combustível fóssil encontrado em rochas porosas no subsolo, podendo estar associado ou não ao petróleo (gás associado ou gás não associado). É composto por hidrocarbonetos leves: principalmente por metano(C1) e etano(C2), passando pelo propano (C3), butano(C4) e pentano(C5), podendo chegar ao decano(C10). O gás natural permanece no estado gasoso, sob pressão atmosférica e temperatura ambiente. Geralmente apresenta baixos teores de contaminantes como o nitrogênio, dióxido de carbono, água e compostos de enxofre. Mais leve que o ar, o gás natural dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de vazamento, o que o torna mais seguro que o GLP. Para que se inflame (auto ignição) é preciso que seja submetido a uma temperatura superior a 470°C. A título de comparação, vale lembrar que o álcool se inflama a 200°C e a gasolina a 300°C. Além disso, é incolor e inodoro, queimando com uma chama quase imperceptível. Por questões de segurança, o GN comercializado é odorizado com compostos de enxofre para que seja facilmente detectável. A principal vantagem do uso do gás natural é a preservação do meio ambiente. Além dos benefícios econômicos, o GN é um combustível não-poluente; sua combustão é limpa, razão pela qual dispensa tratamento dos produtos lançados na atmosfera. É um ótimo substituto para as usinas termoelétricas a óleo, lenha e nucleares, diminuindo os níveis de poluição, de desmatamento e de acidentes ambientais. Embora o gás natural seja o petróleo na forma de gasosa, durante muitos anos foi tratado como um produto inferior. Só a partir da década de 70, após duas crises internacionais causadas por bruscas elevações do preço do petróleo, o gás passou a ser usado como combustível em substituição aos demais derivados do petróleo. Hoje, devido às muitas vantagens de sua utilização, principalmente econômicas e ambientais, o gás é considerado produto nobre. Os gráficos abaixo mostram o aumento do consumo do gás natural na matriz de energia primária mundial. Grafico 1.1.1 – Consumo de energia em 1974

Grafico. 1.1.2 – Consumo de energia 2004

Consumo mundial de energia 1974 3%

Consumo Mundial de energia 2004 hidroelétrica 6%

1% 30% 48%

Óleo Gás Natural Carvão Energia Nuclear Hidro elet.

18%

Consumo total = 6 072 BI TEP Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2004.

nuclear 6% Petróleo 37% carvão 27%

Petróleo Gás Natural carvão nuclear hidroelétrica

Gás Natural 24%

Consumo total = 10.224 BI TEP

4



----------------------------------------------------------------------------------------------------- No Brasil o consumo do gás natural ainda é considerado baixo. Em 2004 apenas 9,1% da matriz de energia primária brasileira foi produzida pelo gás natural, enquanto que na Argentina o gás corresponde a 55%, nos EUA 25% e na União Européia 24,4% (ano 2004). % Gás na matriz energêtica 60,0%

55,0%

54,1%

50,0%

30,0%

38,9%

35,9%

40,0% 25,0%26,2%

20,0%

S A U

16,9%

15,3% 11,2%

9,1%

10,0% 0,0%

24,4%

23,4%

2,5%

a d a i n t a n n e C a A r g

l i h a c a n n a s r a a B F r l e m A

Fonte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005

l s i a l g a u s a u t t I r o R ã P o ç a r d e F e

o i d h a n n U p a o i n E s e R

a i n h C

E U

Os gráficos abaixo mostram a evolução do consumo e da produção de gás no Brasil. Podemos notar que a partir de 1999 com a entrada em operação do gasoduto Bolívia-Brasil houve um aumento no consumo em relação à produção. Gráfico 1.1.3 – Consumo de gás natural no Brasil de 1980 a 2004. C o n s u m o d e g á s n o B r as i l 20,0 18,0 16,0

3 m s e o h l i B

14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0

0 8 9 1

2 8 9 1

8 4 9 1

6 8 9 1

8 8 9 1

0 9 9 1

2 9 9 1

9 4 9 1

6 9 9 1

8 9 9 1

0 0 0 2

2 0 0 2

0 4 0 2

A n o

Fonte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005

Gráfico 1.1.4 – Produção de gás natural no Brasil de 1980 a 2004, excluído o gás enviado para flare ou recirculado. P r o d u ç ã o d e g a s n o B r as i l 12,0 10,0

3 m s e õ h l i B

8,0 6,0 4,0 2,0 0,0

0 8 9 1

2 8 9 1

8 4 9 1

6 8 9 1

8 8 9 1

0 9 9 1

2 9 9 1

9 4 9 1

6 9 9 1

8 9 9 1

0 0 0 2

2 0 0 2

0 4 0 2

An o

Fonte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2004.

5



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1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS NATURAL Entende-se por processamento de gás natural a seqüência de operações unitárias que têm por objetivo separar os componentes mais pesados do gás em uma corrente líquida, tornando o gás mais leve. A corrente líquida, normalmente formada pelo propano(C3) e mais pesados, é conhecida como LGN, Líquido de Gás Natural. O LGN é fracionado para se obter o GLP, Gás liquefeito de Petróleo, e a nafta leve(C5+). Estas correntes líquidas possuem um maior valor energético, e conseqüentemente, um maior valor econômico. O gás mais leve, de menor valor energético, é denominado gás processado, gás seco ou residual, sendo composto basicamente por metano(C1) e etano(C2), este é o gás utilizado por indústrias, automóveis, residências, comércio e usinas de geração de energia (termoelétricas). Gás Natural bruto

Líquido do Gás Natural (LGN); Gás Liquefeito de Petróleo (GLP); Propano líquido; Butano líquido, Nafta leve (C5+), etano líquido.

Processamento

Gás industrial; Gás Natural Veicular (GNV); Gás Metano (residencial, comercial e geração de energia). A tabela 1.2.1 mostra a composição típica do gás natural de algumas unidades da PETROBRAS : Tabela 1.2.1 - Composição molar média de alguns gases: ASSOCIADO (1) METANO 65,18 ETANO 11,11 PROPANO 4,82 I-BUTANO 0,57 N-BUTANO 1,16 I-PENTANO 0,16 N-PENTANO 0,20 HEXANO 0,06 HEPTANO E SUPERIORES 0,09 NITROGÊNIO 16,52 DIÓXIDO DE CARBONO 0,13 TOTAL 100 1- Gás do campo de LUC, Bacia do Solimões - Urucu; 2- Gás do campo de Miranga, na Bahia; 3- Saída da UPGN 2 , Urucu. ELEMENTOS

NÃO ASSOCIADO PROCESSADO (2) (3) 85,48 72,49 8,26 12,23 3,06 0,45 0,47 0,85 0,20 0,24 0,21 0,06 0,53 14,64 0,64 0,19 100 100

6



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1.3– TRATAMENTO O gás natural bruto vindo do campo de produção pode conter contaminantes que são classificados em dois tipos básicos: inertes e gases ácidos. Os inertes estão sempre presentes no gás e são o nitrogênio e o vapor d’água. Os gases ácidos, assim chamados por formarem soluções ácidas quando na presença de água livre, englobam o gás carbônico (CO 2) e os compostos de enxofre, a saber, o gás sulfrídrico (H 2S), mercaptans (R-SH sendo R um radical hidrocarboneto), sulfeto de carbonila (COS) e dissulfeto de carbono (CS 2). O tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para remoção ou redução dos teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. Os processos de tratamento serão detalhados no capítulo 3.

1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL Um conceito muito utilizado no processamento de gás é a riqueza, que é a soma das porcentagens molares dos componentes mais pesados do gás, isto é, o somatório dos componentes a partir do propano, inclusive. De acordo com este critério um gás é considerado rico se a sua riqueza for superior a 4 % (este percentual pode variar conforme as condições técnicas e econômicas do projeto). As riquezas dos gases de Urucu são LUC 7,4%, RUC 6,91%. Existe um outro conceito menos utilizado que é o índice de riqueza do gás (IRG) definido como sendo a quantidade de líquido que pode ser obtida através do processamento primário. É expressa em metros cúbicos de líquido a 15,5 ºC e 1 atm por 1.000 m 3 de gás natural a 20ºC e 1 atm. Dada a composição de um gás, a riqueza, segundo esta definição é obtida pelo somatório do produto da porcentagem molar de cada componente por um fator F dado no quadro abaixo, cujo valor é função de densidade e do peso molecular do componente. Componente Etano C2 Propano C3 Iso butano iC4 Normal butano nC4 Iso pentano iC5 Normal pentanonC5 Hexano C6 Heptano C7

Fator 0,0352 0,0362 0,0431 0,0415 0,0482 0,0477 0,0541 0,0607

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Capítulo 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL

2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL O condicionamento do gás visa seu enquadramento às características necessárias ao seu transporte em gasodutos, de forma que possa ser realizado sem prejuízo para as instalações utilizadas nestas operações (tubulações, compressores, etc.). Como comentado anteriormente, o gás natural bruto contém hidrocarbonetos e vapor d’água que podem passar do estado gasoso para o líquido com as variações de temperatura e/ou pressão, mesmo que pequenas; isto provoca o acúmulo destes líquidos em linhas e dutos, o que gera problemas de escoamento, corrosão e até tamponamento pela formação de hidratos. Para evitarmos tais problemas o gás deve ser condicionado para atender as especificações de transporte. Normalmente o principal parâmetro a ser controlado no condicionamento é o ponto de orvalho (dew point) dos hidrocarbonetos e do vapor d’água. Define-se como ponto de orvalho a temperatura na qual, a uma determinada pressão, começa ocorrer a condensação de líquidos (hidrocarbonetos ou água). O ajuste usual do ponto de orvalho é de 5ºC abaixo da mínima temperatura de operação do gasoduto, na pressão de trabalho, para garantir a não formação de hidrocarbonetos líquidos ou água líquida. No Brasil, para a comercialização do gás, o ponto de orvalho da água é limitado ao máximo de –45ºC a 1 atm, sendo que nas regiões norte e nordeste admitem-se o valor de –39ºC. Em alguns casos deve-se tratar o gás para enquadrar os teores de gás sulfrídrico (H 2S) em no máximo 20 ppm e de dióxido de carbono (CO2) em no máximo 2 % vol.. A portaria da ANP que trata da especificação do gás a ser comercializado no Brasil é a de Nº 104 de 8/7/2002- DOU 9/7/2002. O anexo 1 apresenta a tabela com as especificações do gás natural conforme a portaria da ANP. Fig. 2.1.1 Produtos de uma unidade de Condicionamento. N2 CO2 C1 C2 C3 C4

Gás Natural N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5

C6 C7+

Condicionamento

H2O C5 C6 C7+

Gás Natural condicionado

Condensados

2.1.1 - Estabilização e processamento de con densados Os condensados formados nas linhas de produção e/ou condicionamento geralmente são enviados para uma UPGN ou refinaria para serem processados. Quando o volume de condensados é significativo é construída uma Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural (UPCGN) que é formada basicamente de torres de fracionamento.

8

Fig. 2.1.2 - Curvas típicas de ponto de orvalho - condensação retrograda por redução de temperatura.

2.2 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL – UPGN Definição:“instalação industrial que objetiva realizar a separação das frações pesadas (propano e mais pesados), existentes no gás natural, gerando gás processado(metano e etano), GLP e gasolina natural (C5+).” Uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) visa à recuperação dos hidrocarbonetos mais pesados do gás na forma líquida, de maior valor agregado, e na especificação do gás natural processado (residual) para usos industrial, residencial e veicular. Os processos variam de um simples acerto do ponto de orvalho (dew point) chegando até a produção de etano líquido. Várias são as configurações que podem ser obtidas em uma UPGN, conforme mostrado na fig. 2.2.1. A alternativa A é a mais simples e consiste em produzir apenas um Líquido de Gás Natural (LGN), para posterior tratamento, que é composto de propano e hidrocarbonetos mais pesados que ele. Em algumas unidades o processamento inclui o fracionamento do LGN em Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e C5+ (alternativa B). Em outras se consegue incorporar parte do etano ao GLP (alternativa C) em teores que não alterem a especificação de Pressão de Vapor fixada pela Agência Nacional do Petróleo(ANP) para este derivado. Em unidades mais complexas pode-se produzir até mesmo etano líquido (alternativa D). As recuperações de líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo utilizado e da riqueza do gás. Comumente se consegue recuperar 100% dos butanos e hidrocarbonetos mais pesados, 90 a 95 % do propano e até 80 % do etano. Cabe ressaltar que a recuperação do etano quer no GLP, quer como produto puro, acarreta redução do poder calorífico do gás processado. Fig. 2.2.1 Produtos de uma UPGN Alternativa A N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

N2 CO2 C1 C2 UPGN Também conhecida como URGN – Unidade de Recuperação de GN.

Alternativa B N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

Gás processado

UPGN

C3 C4 C5 C6 C7+ N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

LGN

Gás processado

GLP

Nafta leve (C5+)

Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 11


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N2 CO2 C1 C2

Alternativa C N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

Alternativa D N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

UPGN

C2 C3 C4 C5 C6 C7+

UPGN

Gás processado

GLP

Nafta leve (C5+)

N2 CO2 C1 C2

Gás rocessado

C2

Etano líquido

C3 C4

GLP

C5 C6 C7+

Nafta leve (C5+)

2.2.1 - Importância econômica das UPGN`s As refinarias são responsáveis pela produção da maior parte do GLP, entretanto a opção de aumentar a oferta de GLP simplesmente a partir do aumento da capacidade de refino não se revela a mais atraente do ponto de vista de custos, uma vez que o aumento de 40% da capacidade do refino, necessário para se atender o mercado, acarretaria em uma sobra considerável de outros combustíveis, principalmente gasolina e óleo combustível, e a conseqüente dificuldade de comercializá-los a preços atrativos. Assim sendo as UPGN’s são, em termos econômicos, muito importantes para a balança comercial Brasileira, pois produzem grandes quantidades de GLP além de especificar o gás natural para o consumo industrial, residencial ou veicular. Nos últimos anos a PETROBRAS vem investindo na construção de UPGN’s por todo o país, o gráfico 2.2.1 a seguir mostra a redução das importações de GLP em relação ao aumento da produção das UPGN’s.

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Gráfico 2.2.1 – Importação X Produção Importação GLP X Produção d e LGN 6.000.000 5.000.000 4.000.000 m3 3.000.000 Importação

2.000.000

Produção 1.000.000 0

2000

2001

2002

2003

2004

Importação

5.096.778

3.851.092

3.355.396

2.039.941

1.880.419

Produção

2.085.089

2.331.767

2.610.825

3.267.008

3.570.419

Ano

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP.

Tabela 2.2.1- Situação atual das UPGN’s na Petrobras junho/04. Unidades

Capacidade Produção LGN 1000 m3/d m3 Urucu 1 (AM) 700 200 Urucu 2 (AM) 6.000 2.100 Urucu 3 (AM) 3.000 980 Lubnor (CE) 350 180 Guamaré 1 (RN) 2.200 640 Guamaré 2 (RN) 2.400 640 Guamaré 3 (RN) 1.500 625 Atalaia (SE) 3.000 830 Carmópolis (SE) 350 80 Pilar (AL) 2.000 450 Catu 1 (BA) 1.950 480 Catu 3 (BA) 2.750 600 Candeias (BA) 2.950 715 Lagoa Parda 1 (ES) 400 50 Lagoa Parda 2 DPP(ES) 1.500 60 Cabiúnas 1 (RJ) 560 195 Cabiúnas 2 (RJ) 3.000 690 Cabiúnas 3 (RJ) 5.400 690 Cabiúnas 4 (RJ) 5.400 690 UPCGN Cabiúnas (RJ) 1,5 900 REDUC 1 (RJ) 2.400 660 REDUC 2 (RJ) 2.000 660 UFL-REDUC (RJ) 5,4 RPBC (SP) 2.400 630 Total 52.217 13.745 Fonte: Encontro Técnico de UPGN`s Petrobras/2005

Início operação

Processo

1993 2000 2004 1987 1985 2001

Absor. Refrig. TE Refrig. TE Refrig. Absor. Refrig Absor. Refrig TE Refri TE Refri Absor. Refrig Refrig. Simples TE Refrig.. Absor. Refrig TE Absor. Refrig Refrig. Simples Refrig. Simples Absor. Refrig Refrig. Simples TE TE Fracionamento Absor. Refrig TE Refrig.

1981 1989 2003 * 1962 2005 1972 1983 2003 1987 1997 2002 Em construção 1987 1983 1987 2002 1993

Joule Thomson

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2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO Em termos econômicos, a escolha do melhor processo a ser utilizado em uma UPGN depende basicamente de 03 fatores: composição do gás, pressão disponível e recuperação desejada. No entanto, como não existem critérios rígidos que orientem a seleção, é recomendável que se faça um estudo técnico e uma análise econômica para cada tipo de processo. A análise deverá considerar, entre outras coisas, os seguintes fatores : -

recuperações obtidas; quantidade, tipo, origem (nacional ou importado); custo de equipamentos e instrumentação; custos operacionais; consumo de utilidades.

São quatro os tipos de principais de processos para a recuperação de líquidos ou controle de “dew-point” (ponto de orvalho) do gás natural: -

refrigeração simples; expansão Joule–Thomson (JT); absorção refrigerada; Turbo-expansão (TE).

A fig 2.3.1 mostra um esquema simplificado, em função da riqueza do gás, as faixas de recuperação para 03 dos processos acima. Contudo o comparativo não inclui o processo de absorção que, embora perdendo terreno para a turbo-expansão, ainda é utilizado em grande número de instalações no mundo todo. Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação dos hidrocarbonetos mais pesados por redução de temperatura. O processo de absorção refrigerada, no entanto, utiliza a refrigeração apenas como auxiliar para obter maiores recuperações, sendo o óleo de absorção o agente fundamental na recuperação dos hidrocarbonetos líquidos. Sua aplicação típica é na recuperação de propano e mais pesados, havendo sempre uma recuperação incidente de etano. Como os investimentos e custos de operação da Absorção Refrigerada estão diretamente relacionados à vazão de circulação de óleo de absorção, este tipo de processo deixa de ser interessante à medida que se deseja recuperações de etano mais elevadas e que requerem maiores circulações de óleo. A grande vantagem deste processo é a manutenção da pressão de admissão do gás, requerendo pouca, ou nenhuma, recompressão do gás processado. Quanto aos dois processos de expansão, JT e TE, ambos causam resfriamento do gás devido à redução de pressão (flash adiabático), chamado de efeito Joule-Thomson; a diferença básica entre eles, em termos termodinâmicos, é que o primeiro é isentálpico (não há geração de trabalho) e o segundo é isoentrópico (há geração de trabalho).

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Para processos de fluxo, a variação da entalpia é dada pela diferença entre o calor trocado com o ambiente e o trabalho executado pelo fluido (H = Q – W). A expansão JouleThomson ocorre em uma válvula e, por ser instantânea, pode ser considerada um processo adiabático (Q = 0), isto é, um processo em que não há troca de calor com o ambiente. Como também nenhum trabalho é executado pelo fluido durante a expansão (W = 0), conclui-se que não há variação de entalpia, sendo assim o processo é isentálpico. Fig. 2.3.1 – Seleção de processos de recuperação de LGN em função da riqueza do gás e do nível de recuperação. N í v e l . R e c u p e r a ç ã o

100%

Turbo-Expansão Ou Joule-Thomson com refrigeração

90% 80% 70%

Turbo-Expansão Ou Joule-Thomson

60% 50% 40% 30% 20% 10%

Refrigeração simples Recuperação inviável de líquidos

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

Índice de Riqueza do Gás (m 3 liq./1000 m3 gás) A expansão do gás em uma turbina também pode ser considerada um processo adiabático, porém diferentemente da expansão em uma válvula, é possível realizar trabalho, geralmente em um eixo que aciona um compressor, e neste caso a variação de entalpia é diferente de zero. Se o processo fosse adiabático e reversível seria um processo à entropia constante, isto é, isoentrópico. Como na prática todos os processos são, em maior ou menor grau, irreversíveis, considera-se o processo de Turbo-Expansão como isentrópico e aplica-se uma eficiência variando de 60 a 85% para levar em conta a irreversibilidade. Em outras palavras, a eficiência do processo é a relação entre o trabalho realmente recuperado no TurboExpansor e o trabalho que seria produzido se a turbina fosse isoentrópica. A eficiência do trabalho de Turbo-Expansão é importante por várias razões: além de estar diretamente relacionada ao trabalho produzido, da eficiência do processo, dependerá dela a temperatura obtida e a produção de líquidos.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------A fig. 2.3.2 mostra esquematicamente em um diagrama entalpia X entropia os resultados de uma expansão Joule-Thomson e Turbo-Expansores em vários níveis de eficiência. Nota-se que para uma mesma queda de pressão a turbo-expansão proporciona temperaturas mais baixas que a expansão JT que é equivalente a uma turbina com 0% de eficiência . O processo de TE é indicado quando se deseja altas recuperações de etano, pois as temperaturas obtidas são suficientemente baixas para promover a condensação deste componente. Já o processo JT requer que o gás esteja a uma pressão suficientemente elevada e temperaturas suficientemente baixas para que possa haver condensação do etano. Fig. 2.3.2 – Exemplo de diagrama Entalpia X Entropia para uma expansão do gás natural

H1 = -7,033 e4 E n t a l p i a

H2a = -7,072 e 4

EF 1 = 0%

T=-410

T=-6911ºC

EFa=25%

EFb=50%

H2b = -7,111 e 4

T=-7425ºC T = - 79,05 ºC

EFc=75%

H2c = -7,150 e 4

T = - 83,58 ºC

(kJ/kgmol) H2d = -7,189 e 4

EF d = 100%

T = - 87,93 ºC

Entropia (kJ/kgmol/ºC)

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2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES 2.4.1 – GERAL O processo de recuperação de hidrocarbonetos líquidos por refrigeração simples, como o próprio nome sugere, consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a condensação do propano e mais pesados. Este processo encontra aplicação quando o objetivo é apenas recuperar componentes a partir do propano (LGN) e não se deseja recuperações muito elevadas ou deseja-se apenas condicionar o “dew-point” do gás para o transporte em gasodutos. O fluido refrigerante mais utilizado é o propano puro que permite atingir temperaturas de até –40ºC. O gás deve estar disponível a altas pressões (>4.000 kPa) a fim de que haja a condensação desejada a temperaturas de operação. O líquido condensado, LGN, pode ser separado posteriormente originando GLP e C5+(nafta leve). 2.4.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO A fig. 2.4 é um fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples para condições típicas de pressão e temperatura. O gás disponível a 27ºC e 517 kPa é comprimido até 4.480 kPa e 49 ºC. O gás sofre então resfriamentos sucessivos, primeiro com o próprio gás residual da unidade e depois com o propano refrigerante atingindo assim –37 ºC. Antes de cada resfriamento há a injeção de glicol para inibir a formação de hidratos. A corrente resfriada entra em um vaso trifásico onde são separados o gás residual, os hidrocarbonetos condensados e o glicol injetado anteriormente. O gás residual troca calor com o gás rico na entrada da unidade, conforme mencionado anteriormente, se aquecendo até 38ºC. O glicol é enviado para regeneração e posterior reutilização. O líquido do vaso trifásico sofre uma expansão em uma válvula até 1.186kPa, com conseqüente resfriamento até –60ºC. Após a expansão o líquido segue para uma torre deetanizadora onde o etano e os componentes mais leves são separados no topo e o LGN é retirado pelo fundo. O gás do topo é chamado residual de baixa em contraposição ao residual de alta liberado no vaso trifásico. Este gás residual de baixa pressão se aquece até 38ºC e sub-resfria o propano refrigerante na etapa de compressão do ciclo de propano. O LGN é bombeado do fundo da deetanizadora para a torre desbutanizadora onde é separado em GLP e C5+. Antes de entrar na torre, o LGN é aquecido pela corrente de C5+ que é produto de fundo da própria torre. O produto de topo, GLP, é condensado a 1.470 kPa, sendo parte do líquido bombeado de volta a torre para servir de refluxo e o restante é enviado para estocagem.

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Fig. 2.4 - Fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples. Gás processado de alta Gás entrada 510 kPa 27ºC

Gás processado baixa Glicol

Propano

4480 kPa 49 ºC 5,6 ºC

- 37 ºC 1180 kPa

Glicol 4.350 4350 kPa kPa - 37 ºC - 60 ºC

1470 kPa 50 ºC

65 ºC

Glicol p/ regeneração Torre deetanizadora

GLP

58 ºC

77 ºC

179 ºC

Óleo quente

Torre desbutanizadora

Óleo quente 82 ºC

49 ºC

C5+

2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON O processo de expansão Joule-Thomson (JT) é aplicado ao gás natural quando se deseja recuperar propano e hidrocarbonetos mais pesados. Esta recuperação se deve a expansão isentálpica do gás de carga. Sua aplicação típica é no condicionamento do gás natural, resfriamentos secundários em outros processos ou em substituição ao Turbo-Expansor (TE) quando este apresenta alguma indisponibilidade. A figura 2.5 mostra um exemplo prático de uma válvula JT. As recuperações comumente obtidas com este processo são: - propano (C3) - butano e mais pesados

75% ; 100%.

Fig. 2.5 – Exemplo do processo JT.

1.600 kPa - 60,6ºC

4.100 kPa - 41ºC Válvula JT

Processo Isentálpico = não há geração de TRABALHO



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2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA 2.6.1 GERAL O processo de absorção refrigerada se baseia na recuperação dos componentes pesados do gás por uma absorção física promovida pelo contato do gás com um óleo de absorção. O princípio deste processo é a diferença entre a pressão de vapor dos componentes no óleo e sua pressão parcial no gás. Como a 1ª é menor que a 2ª, ocorre a transferência de massa do gás para o óleo, com liberação de energia e conseqüente aumento de temperatura. Este princípio se aplica a todos os hidrocarbonetos, porém, numa segunda etapa, quando a pressão é reduzida, os componentes leves são liberados do óleo, ficando retidos apenas os hidrocarbonetos pesados. As recuperações comumente obtidas com este processo são: - etano (C2) - propano (C3) - butano e mais pesados

máximo de 50% ; 90 a 95% ; 100% .

O contato entre o óleo de absorção e o gás ocorre em contra-corrente em uma torre absorvedora onde o óleo é admitido pelo topo e o gás pelo fundo. O óleo utilizado geralmente é um hidrocarboneto líquido, ou mistura de hidrocarbonetos, com massa molar na faixa de 100 a 180, dependendo da temperatura de absorção. Em Urucu na UPGN 01 o óleo de absorção utilizado é a própria nafta leve (C5+) produzida na unidade. A eficiência de absorção depende, entre outros fatores, da pressão e temperatura de operação do sistema, das quantidades relativas de gás e óleo de absorção e da qualidade do contato promovido entre o gás e o líquido. As condições mais comuns de operação da torre absorvedora são 2.750 kPa a 6.850 kPa e temperaturas que variam de ambiente até – 40ºC. A refrigeração é obtida através de um fluido auxiliar, geralmente propano. Denomina-se óleo rico o óleo saturado com hidrocarbonetos e óleo pobre o óleo isento destes componentes. Os hidrocarbonetos absorvidos pelo óleo são posteriormente retirados, pela ação do calor, em uma torre de fracionamento (destilação). O óleo pobre retorna à torre absorvedora e os hidrocarbonetos são separados de modo a fornecer os produtos desejados (LGN, GLP, C5+). 2.6.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO A fig 2.6 é um fluxograma simplificado do processo de absorção refrigerada da UPGN 01 de Urucu que é uma unidade típica de absorção refrigerada. A unidade é alimentada com gás a 4.100 kPa e 32ºC. O gás passa por um vaso separador (scrubber), V-100, para a retirada de líquidos arrastados pelo gás, então ele segue para um filtro (V-101) para a retirada de partículas sólidas que possam estar sendo carregadas pelo gás. Os líquidos de fundo dos vasos V-100 e V-101 são enviados para serem reprocessados, o gás segue para ser resfriado, uma parte da corrente vai para o permutador E-120 (gás/gás) 19



-----------------------------------------------------------------------------------------------------saindo a –6ºC e o restante no E-121(gás/líq.) saindo a –11ºC. Neste dois permutadores as correntes recebem a injeção de glicol para evitar a formação de hidratos, as saídas destes dois permutadores se misturam formando uma nova corrente a –8,6ºC que segue para ser novamente resfriada no E-122 (gás/propano) saindo a –29ºC. Neste permutador o gás recebe nova injeção de glicol, em seguida a corrente vai para o vaso separador V-103 para a separação dos líquidos, o glicol exausto, isto é contendo água, é retirado pelo fundo do vaso sendo enviado para regeneração. Os hidrocarbonetos líquidos separados no V-103 são enviados para o E-121 para refrigerar o gás de entrada e posteriormente seguem para a torre deetanizadora. O gás seco e refrigerado segue então para a torre absorvedora a onde ele entra em contato, em contra corrente, com o óleo de absorção, que neste caso é a própria nafta (C5+) do processo. Neste momento ocorre então a “lavagem” do gás, isto é, a passagem dos hidrocarbonetos mais pesados para o óleo de absorção; o gás pobre a alta pressão sai pelo topo da torre absorvedora a –17ºC e segue para o E-120 para resfriar o gás rico de entrada saindo a 29ºC sendo destinado para venda ou injeção. O óleo rico, contendo um alto teor de hidrocarbonetos leves, sai do fundo da torre absorvedora e segue para a torre deetanizadora, mas antes sofre uma expansão de 4.050 kPa para 2.150kPa entrando pelo topo da torre a –34ºC. Na torre deetanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo sendo “lavado” o que promove a separação dos componentes leves e pesados. O líquido desce para o fundo da absorvedora para ser aquecido para a retirada dos hidrocarbonetos leves restantes que sobem pela torre trocando calor e massa saindo na corrente de gás no topo, esta corrente a –15ºC é o gás pobre de baixa pressão. O líquido do fundo da deetanizadora que o óleo rico (LGN) segue para a torre debutanizadora, mas antes sofre uma expansão de 2.150 kPa para 1.600 kPa entrando pelo prato nº 10 da torre a 64ºC. Na torre debutanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo sendo “lavado”. O líquido segue para o fundo da torre sendo aquecido, o que promove o seu fracionamento. No fundo da torre a nafta sai líquida à 167ºC sendo resfriada no air-cooler AC-231 para 49ºC de onde segue para ser dividida em duas correntes, uma segue para tancagem e a outra é bombeada para ser resfriada nos permutadores E-125(gás/gás) e E124(gás/propano) para ser utilizada como óleo de absorção na torre absorvedora. O GLP sai pelo topo na forma de vapor, sendo resfriado no air-cooler AC-230 e acumulado no vaso V-203 de onde é bombeado sendo parte desta corrente utilizada como refluxo de topo da debutanizadora e a outra segue para tancagem de GLP (esferas).

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C

Fig. 2.6 - Fluxograma simplificado do processo de absorção refrigerada V-100

B

Gás entrada

V-101

E-125

A Re rocesso Gás Processado Alta

Torre deetanizadora

Glicol

AC-230 V-203

Glicol E-120

B Propa Propano

E-122 Torre debutanizadora

C Torre absorvedora Glicol p/ regeneração

GLP p/ Esferas

V-103 AC-231

A

C5+ p/ Tanca em E-124

2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO 2.7.1 – GERAL Este processo é mais eficiente por gerar temperaturas mais baixas que os demais e é normalmente adotado quando se deseja recuperar etano juntamente com os componentes mais pesados (GLP) ou etano líquido. É indicado para gases disponíveis à alta pressão embora seja viável para pressões moderadas e até mesmo baixas. As recuperações que podem ser atingidas em um processo de turbo-expansão são as seguintes: - etano 85% ; - propano 99% ; - butanos e mais pesados 100%. A recuperação de líquidos consiste basicamente na secagem e refrigeração do gás de entrada em contra-corrente com o gás de saída (corrente fria) da própria unidade, seguido de uma expansão no TE. O processo de Turbo-Expansão é mais eficiente devido a dois efeitos: Joule-Thomson em conjunto com a liberação de energia do gás, na forma de trabalho de compressão, o que provoca um maior abaixamento de temperatura e conseqüentemente uma maior condensação dos hidrocarbonetos. Algumas vezes pode ser empregada uma refrigeração adicional através de um fluido auxiliar, geralmente propano, e também uma compressão do gás de entrada. O Turbo-Expansor é uma máquina composta por de três partes principais: uma turbina de expansão(1), um eixo rotativo(2) e um compressor rotativo(3) (ver figura 2.7.1) . O princípio de funcionamento é o acionamento da turbina de expansão, pela entrada do gás a alta pressão, gerando energia (trabalho) e refrigeração (efeito JT). A energia gerada no Expansor é transferida ao compressor rotativo através do eixo comum. O TE é usado para produzir refrigeração e recuperar energia. Fig. 2.7.1 – Partes de um Turbo-Expansor com exemplo de funcionamento.

5.670 kPa 56ºC

Compressor

5.500 kPa - 41,0ºC 3

Expansor

2

1

1.600 kPa - 83,5ºC

Eixo rotativo

4.110 kPa 30ºC



-----------------------------------------------------------------------------------------------------2.7.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO A figura 2.7.2 é um fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão capaz de produzir GLP (etano, propano, butanos) e nafta leve (C5+). O gás natural entra na unidade a 4.110 kPa e 30 ºC, passa por um vaso separador, V-123101 (scrubber), para remoção de líquidos condensados e segue para um filtro (FT123102) que visa à retirada de partículas que podem ser arrastados pelo gás; após a filtração o gás entra em um compressor acoplado ao Turbo-Expansor (C-123101), saindo com 5.670 kPa e 56 ºC, em seguida o gás passa por uma bateria de 03 permutadores, P-123101 (água), P-123102 (placas gás-gás) e P-123103 (propano) onde a temperatura é reduzida para 38ºC, 29ºC e 22ºC respectivamente. O gás segue então para um outro vaso separador (V-123102) para retirada de líquidos condensados gerados com o aumento de pressão e o resfriamento. O gás segue para a secagem passando por um leito de Peneiras Moleculares, V-123103 A ou B, esta secagem é realizada com peneiras moleculares que garantem uma umidade menor que 1 ppm; após a secagem o gás passa por um novo filtro (FT-123101) que visa à retirada de partículas da peneira que podem ter sido arrastadas pelo gás. Com o gás limpo e seco inicia-se a refrigeração do gás em uma série de permutadores que visa iniciar a condensação dos componentes de interesse (etano, propano, butanos, etc.). Ele entra em um permutador de placas (P-123104) onde sua temperatura passa de 22ºC para 2ºC, em seguida passa por um permutador a propano (P-123105) e sua temperatura chega a –6ºC, então a corrente de gás/líquidos é separada no V-123104, o líquido segue para a torre deetanizadora (T-123101), o gás sai pelo topo do vaso e segue para um outro permutador de placas (P-123106) de onde sai com uma temperatura de –29ºC, novamente a corrente passa por um separador (V-123105), o líquido separado segue para a torre T-123101 e o gás continua a ser resfriado em um permutador de placas (P-123107) de onde sai a –41ºC, então a corrente de gás/líquidos é separada no V-123106, o líquido se junta a corrente de gás na saída do V-123107 e segue para a torre deetanizadora; o gás sai pelo topo do vaso e segue para a entrada do Expansor a –41ºC e 5.480 kPa saindo a –83ºC e 1.570 kPa., esta corrente entra em um novo vaso separador (V-123107), o líquido passa pelo P-123108 a onde é aquecido a –68ºC para entrar na torre deetanizadora, o gás se encontra com o líquido vindo do V-123106 e também passa pelo permutador P-123108 a onde é aquecido a –68ºC para em seguida entrar na T-123101. Na torre deetanizadora, T-123101, o gás é “lavado” pelos líquidos que entram pelo topo da torre (refluxo) saindo pelo topo a –65ºC sendo resfriado no P-123108 para –71ºC gerando líquidos que são separados no V-123108, sendo utilizados no refluxo da torre, o gás processado que sai pelo topo do V-123108 segue o caminho inverso trocando calor nos permutadores de placas resfriando o gás de entrada do processo; após trocar calor no P123102 ele segue para segue para venda ou injeção em poços. No fundo da torre deetanizadora os líquidos condensados (LGN) são aquecidos (49ºC) para a retirada de leves e então enviados para a torre debutanizadora T-123102.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Antes de entrar na torre debutanizadora T-123102 o LGN é pré-aquecido no P-123110, dentro da T-123102 o LGN é separado em GLP (C3 e C4) pelo topo e nafta leve (C5+) pelo fundo. O GLP na forma de vapor (55ºC) sai pelo topo e é condensado no permutador a água (P-123111), o GLP líquido (38ºC) é contido no vaso V-123109 de onde é bombeado sendo que parte do GLP é utilizado como refluxo da torre e o restante segue para ser armazenado nas esferas. O fundo da torre é mantido a 163ºC para a retirada de leves, a nafta leve (C5+) é retirada do fundo desta torre sendo resfriada no P-123110 e P-123113 até 38ºC e prossegue para armazenamento.

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Figura 2.7.2 fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão

Capitulo 3: TRATAMENTO O tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para se remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. As especificações mais freqüentes são relacionadas com: - poder calorífico; - teor máximo de compostos de enxofre; - teor máximo de dióxido de carbono; - teor máximo de vapor d’água ou ponto de orvalho em relação à água; - ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos; - teor de sólidos. O tratamento do gás visando apenas à remoção de compostos de enxofre denomina-se dessulfurização. Quando se visa à remoção de gases ácidos usa-se o nome genérico de adoçamento. O vapor d’água, embora por si só seja classificado como inerte, ao condensar em linhas ou equipamentos na presença de gases ácidos ou hidrocarbonetos pode causar inconveniente tais como corrosão e formação de hidratos, além de reduzir a capacidade das linhas de transferência. A remoção de água, isto é desidratação, é a forma mais eficiente de combater os problemas acima mencionados, muito embora existam soluções alternativas que em alguns casos se aplicam melhor que a desidratação

3.1 – DESIDRATAÇÃO 3.1.1 – Água no gás natural Podemos considerar que qualquer gás natural produzido, associado ou não associado, está saturado com vapor de água, isto é, contém a máxima quantidade possível de água no estado vapor. Quantidades adicionais que tendem a se vaporizar voltarão a condensar, exceto se houver alteração nas condições de pressão e/ou temperatura do gás. O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: pressão, temperatura, e presença de contaminantes, ou gases ácidos, que têm a propriedade de elevar este teor. Quanto menor a pressão e maior a temperatura , maior a capacidade do gás de reter água no estado vapor.



-----------------------------------------------------------------------------------------------------A água contida em uma corrente de gás natural deve ser parcial ou totalmente removida com os seguintes objetivos: 1º - Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água condensada nas tubulações causa a redução na área de passagem com o aumento da perda de carga e redução de vazão de gás que poderia fluir pela mesmas; 2º - Evitar a formação de meio ácido corrosivo decorrente da presença de água livre em contato com gases ácidos que podem estar presentes no gás; 3º - Evitar a formação de hidratos. A especificação do gás desidratado, a uma certa pressão, pode ser dada em termos de teor de água, ponto de orvalho ou depressão do ponto de orvalho, sendo essas duas últimas opções normalmente as mais adequadas e precisas em termos práticos. É comum especificar-se um valor para o ponto de orvalho requerido de 5ºC abaixo da temperatura mínima a que o gás será submetido, na pressão de operação. Para fins práticos é comum utilizar-se gráficos do tipo mostrado na figura 3.1.1 (diagrama de Mcketta) para determinação do teor de água de saturação de um gás natural em função das condições de pressão e temperatura. Exemplo: Qual a massa de água que contém o gás natural a 30ºC e 4.100 kPa? E a 20ºC? Para 30ºC, do gráfico obtemos 900 mg de água/m 3 de gás aproximadamente. Para 20ºC, do gráfico obtemos 475 mg de água/m 3 de gás aproximadamente, com uma redução de 10ºC na temperatura haverá uma redução de quase a metade da massa de vapor de água.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Fig. 3.1.1 – Diagrama de Mcketta para teor de água de saturação no gás natural.

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3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural A determinação da umidade existente no gás natural e um fator fundamental no controle de operações de processamento, distribuição e consumo do gás natural. Com a determinação do ponto de orvalho poderemos saber se o gás está seco o bastante para não formar hidratos após a sua refrigeração ou água líquida em dutos. As unidades mais utilizadas para se expressar a umidade no gás natural são temperatura de ponto de orvalho (mais usual) e ppm(v). Existem vários tipos de medidores: espelho refrigerado, óticos, eletrolíticos, capacitores de óxido metálico e piezoelétricos. Vamos conhecer os mais utilizados: 1º espelho, 2º capacitor de oxido metálico (AL 2O3) e 3º piezoeletricos (Cristal de Quartzo). Medidor tipo espelho refrigerado: É um aparelho de medida direta da umidade e seu princípio está baseado na determinação da temperatura do ponto de orvalho pela condensação da umidade sobre a superfície de um espelho. Foi o 1º sistema de medida de umidade utilizado para o gás natural. O gás circula por dentro de uma câmara que contém o espelho que é resfriado por um sistema auxiliar enquanto este espelho reflete um facho de luz infravermelha. No momento que o gás atinge a temperatura do ponto de orvalho a umidade se condensa no espelho atrapalhando a reflexão da luz infravermelha, neste momento um sensor receptor da luz infravermelha detecta a condensação e determina a temperatura do ponto de orvalho.

Vantagens : - leitura direta do ponto de orvalho; - custo baixo; Desvantagens: - não pode ser usado para ponto de orvalho caso exista outro condensável no gás; - limitado a temperaturas de –40ºC a 40ºC; - medidor não contínuo, ciclos de 15 a 40 minutos.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Medidor tipo capacitor de oxido metálico (AL 2O3): É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela variação da capacitância do sensor. Uma camada de óxido de alumínio (dielétrico) fica entre uma camada muito fina do ouro e uma placa de alumínio (condutores) formando um capacitor. O vapor de água atravessa a camada de ouro entrando nos poros da camada do óxido, alterando a constante dielétrica mudando a capacitância (C 0), variação em relação à calibração do sensor é relacionada como a umidade.

R1 C0

C2

R0

R2

C0 = Capacitância da camada de óxido 1 = resistência do poro Uma gota do ácido sulfúrico é colocada em uma peR quena parte da placa de alumínio R2 = resistência da base do poro formando o óxido, o excesso de ácido adicionado aCo2 alumínio é limpo, o sensor está = capacitância da ebase do poro pronto para a etapa seguinte que é a colocação da fRina camada de ouro que será a segunda 0 = resistencia do óxido de alumínio.

placa do sensor, formando um capacitor.

Vantagens : - pode ser usado para baixas temperaturas de ponto de orvalho (-80 ºC); - custo relativamente baixo; Desvantagens: - não possue boa acurácia; - calibração a cada 6meses, somente na fábrica; - incompatível com presença de mercúrio.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Medidor tipo Piezoelétrico: É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela variação freqüência natural do cristal de quartzo. O sensor é formado por um cristal de quartzo coberto por película fina de um material higroscópico e dentro de uma pequena câmara. Quando o cristal é exposto ao fluxo de gás o material higroscópico adsorve as moléculas de água contidas no gás, o que aumenta a massa do sensor, diminuindo a freqüência de oscilação do cristal. A umidade do gás é medida através da comparação da freqüência do sensor “seco” e do “úmido”.

Vantagens : - Alta sensibilidade, alguns modelos medem ppb de água no gás; Desvantagens: - custo elevado; - medidor não contínuo;

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3.1.3 – Hidratos São compostos formados pela combinação física entre moléculas de água líquida com outras moléculas pequenas de hidrocarbonetos e/ou contaminantes formando um sólido de aparência de gelo, mas com estrutura molecular diferente. Estes compostos, de estrutura cristalina, crescem bloqueando linhas, válvulas e equipamentos, parcial ou totalmente conforme fotos abaixo. Fig. 3.1.3.1 – Hidrato formado em linha.

Acredita-se que para haver a formação do hidrato é necessária a presença de água no estado líquido, a água no estado de vapor não seria capaz de formar hidratos. Alguns autores citam que em condições especiais pode ocorrer a formação de hidratos diretamente da água no estado vapor pelo processo de sublimação. A composição do gás tem efeito fundamental na formação de hidratos. Metano, etano, gás carbonico e gás sulfídrico são, por excelência, os componentes formadores de hidratos do tipo 1. Propano, butanos e nitrogênio formam hidratos do tipo 2. Moléculas maiores, ao contrário, tendem a inibir a formação de hidratos, além disso, hidrocarbonetos condensados ajudam a evitar acúmulo de hidratos pelo efeito de lavagem. Por esta razão, gasodutos bifásicos estão menos propensos à formação de hidratos do que gasodutos monofásicos. Assim, pode-se dizer que gases de alta densidade, isto é, contendo muitos hidrocarbonetos pesados têm menor tendência à formar hidratos enquanto que gases contendo altos teores de H2S e CO2 apresentam maior tendência pois estes contaminantes são mais solúveis em água que a maioria dos hidrocarbonetos. A temperatura de formação de hidrato a uma certa temperatura é função da composição do gás e existem métodos relativamente precisos de determinação desta temperatura. Contudo, estimativas feitas a partir de gráficos como os da fig. 3.1.3.2 e fig. 3.1.3.3 são suficientes para quase todos os fins práticos.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Fig. 3.1.3.2 - Condições para a formação de hidratos para gases leves

Fig. 3.1.3.3 - Expansão possível sem a formação de hidrato a uma determinada temperatura para gases de densidade relativa de 0,6 e 0,7.

Atenção: As figuras 3.1.3.3 acima devem ser usadas somente para as avaliações iniciais das condições de formação de hidrato.

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3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato Embora a remoção da água do gás elimine o problema da formação de hidratos, em algumas circunstâncias não é possível ou não é interessante proceder-se a desidratação. Para contornar esta situação é freqüente a injeção de compostos que inibem a formação do hidrato. Tais compostos, que tem função de se combinar com a água livre, na verdade apenas diminuem a temperatura em que os hidratos se formariam, isto é, causam uma depressão na temperatura de formação dos mesmos (crioscopia). Os pontos mais freqüentes de injeção de inibidores são poços de produção, a montante do “choke”, linhas de transporte e correntes que serão submetidas a refrigeração O inibidor deve ser injetado na corrente gasosa antes que seja atingida a temperatura de hidrato. O ponto de injeção deve ser tal que permita a maior dispersão possível no gás, com o uso de bicos injetores (spray nozzles). Os inibidores mais usados são o metanol, etanol, mono-etileno glicol (MEG) e di-etileno glicol (DEG). Todos podem ser posteriormente regenerados e recirculados de volta ao processo embora a recuperação do metanol e do etanol sejam anti-econômica em muitos casos. Cada inibidor, no entanto, tem sua aplicação limitada a certas faixas de temperatura. O ponto de congelamento (freezing) é uma propriedade importante para o uso de glicois pois define a faixa de concentrações (% em peso de glicol na solução aquosa) entre o glicol exausto e regenerado a ser usado na inibição de hidratos. Quando se compara o MEG ao DEG, pode-se dizer que o DEG é usado para temperaturas moderadas, até –10ºC, enquanto o MEG é utilizado em temperaturas inferiores, próximas de –25ºC, abaixo disto sua viscosidade aumenta muito e o metanol deve ser utilizado. Cabe notar, também, que o MEG apresenta a vantagem de se separar mais facilmente dos hidrocarbonetos arrastados ou absorvidos (condensados), mas em compensação o volume de perdas é maior, pois sua pressão de vapor é superior a do DEG. Em resumo, a medida que aumenta o peso molecular do glicol aumentam sua tendência ao congelamento e sua viscosidade, dificultando o escoamento, enquanto diminui sua pressão de vapor e conseqüentemente as perdas por vaporização do produto. Assim o tri-etileno glicol (TEG) normalmente não é usado para injeção devido a sua maior facilidade de congelamento, além de promover um contato muito pobre com o gás na linha por causa de sua elevada viscosidade a baixas temperaturas. As soluções de glicol, após contato com a corrente gasosa, devem ser regeneradas de modo a eliminar a água absorvida; o processo é simples e requer temperaturas entre 148 e 204ºC. É interessante notar que, dado certo sistema de injeção e recuperação, é possível substituir MEG por DEG, ou vice-versa, devido a proximidade das cargas térmicas envolvidas, temperaturas de regeneração e capacidades caloríficas dos dois produtos.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------A princípio, os sistemas de injeção/regeneração de glicol são de operação simples e não deveriam apresentar problemas de formação de espuma e de corrosão, problemas estes que resultam em aumento das perdas, redução da eficiência e danos em equipamentos. Porém, como o gás com freqüência contém impurezas tais como hidrocarbonetos condensados, produtos químicos de tratamento de óleo, contaminantes ácidos e sólidos, além da eventual presença de oxigênio no sistema, algumas precauções devem ser tomadas para evitar tais problemas, a saber:

-

Evitar a condensação de hidrocarbonetos, ou promover sua separação do glicol, para evitar a formação de espuma; - Controlar o pH em torno de 7 a 8,5 de modo a manter o meio básico, prevenindo a corrosão. Tabela 3.1.4 - Propriedades físicas dos glicois e metanol MonoDi-etileno etileno glicol gilicol (MEG) (DEG) C2H6O2 C4H10O3 Formula 62,1 106,1 Massa Molar Ponto de bolha 1 atm, ºC 197,3 244,8 0,12 <0,01 Pressão de vapor, a 25ºC mmHg 1,110 1,113 Densidade , a 25ºC 1,085 1,088 g/ml a 60ºC -13 -8 Ponto de congelamento, ºC * -54 Ponto de Fluidez, ºC 16,5 28,2 Viscosidade, a 25ºC cPs a 60ºC 4,68 6,99 47 44 Tensão de, a 25ºC Superfície dynes/cm Índice de refração, a 25ºC 1,430 1,446 2,43 2,30 Calor específico, a 25ºC kJ/(kg K) 116 124 Ponto de Fulgor, ºC

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Tri-etileno Metanol glicol (TEG) C6H14O4 150,2 285,5 <0,01

CH3OH 32,04 64,5 120

1,119 1,092 -7 -58 37,3 8,77 45

0,790

1,454 2,22

0,328 2,52

177

12

-97,8 * 0,52 22,5



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3.1.5 – Desidratação po r Absorção Verbete: “absorção = Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no interior da massa de outra substância sendo resultante de um conjunto complexo de fenômenos de capilaridade, atrações eletrostáticas, reações químicas, etc.” A desidratação por absorção requer que haja contato entre o gás e a solução de absorvente. O contato pode ser em linha, como é o caso da injeção de inibidores, ou em uma torre recheada ou de pratos. O poder higroscópico das soluções de glicol é diretamente afetado pela concentração, sendo tanto maior quanto maior a porcentagem de glicol na solução. Assim, a depressão no ponto de orvalho de uma corrente gasosa aumenta a medida que a concentração de glicol aumenta, e a partir de um certo valor de concentração o efeito é marcadamente acentuado. Essa característica das soluções de glicois é especialmente importante em relação ao TEG já que é possível chegar a uma concentração de 98,77% com uma temperatura de regeneração de 204ºC; essa temperatura é inferior ao ponto de degradação térmica do produto que é de 206ºC (abaixo da temperatura de ebulição). Já o MEG e o DEG possuem temperatura de degradação igual a 164ºC (abaixo da temperatura de ebulição), o que permite a obtenção de uma solução de glicol regenerado de 97% em peso no máximo, correspondente a temperatura de regeneração de 163ºC. Essa concentração leva a uma depressão máxima no ponto de orvalho de 33ºC enquanto que, no caso do TEG, essa depressão pode chegar a 80ºC correspondendo a uma solução regenerada com 99% de glicol. Abaixo está representado um fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol. O glicol exausto, isto é contendo água, é pré-aquecido em um permutador de entrada seguindo para uma serpentina no topo da torre regeneradora a onde serve como fluido frio realizando a condensação dos vapores de glicol, fazendo com que apenas o vapor d’água saia pelo topo; posteriormente o glicol sofre uma expansão no vaso de flash, para a liberação dos hidrocarbonetos retidos o que reduz a tendência de formação de espuma na regeneradora. Após o vaso de flash o glicol é pré-aquecido novamente para entrar na parte superior da torre de regeneração a onde entrará em contato com os vapores que sobem do aquecimento pelo refervedor. O glicol regenerado e quente é acumulado em um vaso de onde sai para pré-aquecer o glicol exausto que entra na regeneradora, posteriormente ele é bombeado para o permutador de entrada para pré-aquecer o glicol exausto que entra no sistema para então ser reutilizado no processo principal.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Fig. 3.1.5 - Fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol Vapor d’águ

Saída de gás Glicol

Regenerado

Glicol regenerado p/ processo Vaso de flash Refervedor Glicol Vaso

Trocador Glicol /Glicol

3.1.6 – Desidratação po r Adsorção Verbete: “adsorção = Fixação de moléculas de uma substância (o adsorvato) na superfície de outra substância.” Entende-se por adsorção qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e retiradas na superfície de um sólido por meio de forças de atração superficiais. Cabe mencionar, por clareza de definição, que o processo de adsorção se aplica à correntes líquidas e que além da adsorção física o processo pode ser químico envolvendo uma reação entre o adsorvente e os compostos adsorvidos. A adsorção física encontra aplicação na desidratação do gás natural, podendo-se atingir com este processo teores de água na corrente efluente menores que 1 ppm.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Um material para ser um bom adsorvente deve apresentar uma série de características sendo as mais importantes as seguintes: - grande área superficial, entre 500 a 800 m 2/grama; - afinidade pela água; - seletividade; - elevada resistência mecânica; - pequena resistência ao fluxo de gás; - facilidade de reativação ou regeneração; - preservação das características com o tempo: vida útil. A elevada razão entre área superficial e peso dos materiais adsorventes é devida a estrutura cristalina dos mesmos na qual os poros do retículo conferem ao material uma enorme superfície interna, sendo a superfície externa das partículas praticamente insignificante. De um modo geral, os adsorventes industriais adsorvem tanto hidrocarbonetos quanto água apresentando, no entanto, uma preferência ou seletividade, pela água. O adsorvente saturado deve ser reativado ou regenerado o que é feito normalmente pela ação do calor que causa a liberação dos líquidos adsorvidos. O adsorvente sofre, portanto, aquecimentos e resfriamentos cíclicos correspondentes as etapas de adsorção e regeneração e este ciclo de temperatura juntamente com a presença de óleo, glicois ou líquidos livres na corrente gasosa influenciam a vida útil do adsorvente que varia de 3 a 5 anos. Os materiais que satisfazem os requisitos listados anteriormente e de uso freqüente no tratamento do gás natural são: - sílica gel; - alumina ativada; - peneira molecular. A) Sílica gel A sílica gel é basicamente composta por dióxido de silício SiO 2. Antes da descoberta do glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado para especificar o teor de água do gás desidratado para transporte, isto é, 64 a 112 kg/milhões m 3 de gás. Quando utilizada para desidratação ela pode obter valores de ponto de orvalho de até –60ºC. A sílica gel é um composto essencialmente inerte não sendo afetada nem pelos gases ácidos porventura presentes no gás natural. Contudo, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos com conseqüente redução de sua capacidade de adsorver água. Após atingir a saturação, a sílica gel pode ser regenerada tanto com a corrente de gás úmido quanto com o gás desidratado, a temperaturas que variam entre 220 e 260ºC.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------B) Alumina Ativada A alumina ativada é composta por óxido de alumio hidratado, Al 2O3(nH2O), e da mesma forma que a sílica gel, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos pesados do gás natural. Contudo, estes hidrocarbonetos dificultam mais a regeneração da alumina do que a da sílica gel. Esta característica faz com que a alumina seja usada preferencialmente para componentes puros, tais como etileno, propileno, propano, não contaminados com hidrocarbonetos pesados. Quando utilizada para desidratação ela pode obter valores de ponto de orvalho de até –70ºC. Ainda comparativamente com a sílica, a alumina apresenta menor custo e maior resistência mecânica sendo menos suscetível a quebras durante o processamento. Da mesma forma que a sílica, pode ser regenerada com gás úmido ou desidratado, porém requer temperaturas um pouco menores, da ordem de 176 a 204ºC. C) Peneira Molecular Peneiras Moleculares são alumino-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, de estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro (1Å = 1 E -10 m ou 1 E-1 nm), sendo que esta dimensão determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações em processamento de gás natural é o sódio (Na[AlSiO 4]H2O) conhecido como tipo 4A. O número 4 representa a dimensão da abertura dos poros em Ângstrom. Existe também os zeólitos 3A e 5A, dependendo do tipo de metal, alcalino ou alcalino terroso, existente dentro da estrutura básica do aluminossilicato. Quando os íons de sódio são substituídos pelos de potássio, o aluminossilicato resultante é conhecido como zeólito 3A. O íon potássio é maior que o íon sódio e conseqüentemente bloqueia os poros. No zeólito 5A, os íons sódio são substituídos pelos íons cálcio. Os raios iônicos de Ca 2+ e Na + são aproximadamente iguais, mas a quantidade de cátions de cálcio necessária é a metade da quantidade de íons de sódio. Portanto, os poros do zeólito contendo cálcio são maiores que os daquele contendo sódio. Fig. 3.1.6.1 – Estrutura cristalina do zeólito tipo 4A.

Devido ao tamanho tão controlado dos poros, as peneiras moleculares não tem tendência a adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença destes interfira na sua boa operação. É o adsorvente que requer maiores temperaturas de regeneração, entre 260 a 316ºC. Obtém-se com a peneira molecular teores de água no gás desidratado inferiores a 1 ppm e por isto, a aplicação típica deste adsorvente é para gases que serão submetidos a processos criogênicos como os das UPGN 2 e 3 em Urucu. Pode se obter valores de ponto de orvalho menores que -100ºC em alguns casos.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Tabela 3.1.6 - Propriedades típicas dos desecantes: Tipo de desecante

forma

Alumina gel esférica Alcoa H-151 Alumina ativada granular Alcoa F-1 Sílica gel esférica Sorbead-R Sílica gel esférica Sorbead-H Peneira esférica Molecular Davison 4A Peneira cilindrica Molecular Linde 4A

Densidade kg/m3

Teor mínimo aproxim.de água na saída ppm

830

Tamanho da partícula mm 6

Capacidade calorífica kJ/(kg K) 0,840

830

6-2

-

0,1

785

5-2

1,050

5-10

720

7-2

1,050

5-10

670-720

5-2 ou 2-1

1,000

0,1

640-705

3 ou 1,5

1,000

0,1

5- 10

Descrição do processo A fig. 3.1.5.2 representa um fluxograma de processo simplificado para uma unidade de desidratação pelo processo de adsorção de gás com a utilização de gás seco para a regeneração. Para qualquer sistema de adsorção é essencialmente o mesmo, variando o número de leitos e a duração do ciclo de adsorção, normalmente de 6 a 24 horas. Como visto anteriormente o leito de adsorvente só pode adsorver uma quantidade finita de água, após o qual precisa ser regenerado. Assim, para que se tenha um processo contínuo dois ou mais vasos são necessários. Geralmente um leito está na etapa de regeneração enquanto o(s) outro(s) estão na etapa de adsorção. Na etapa de regeneração o aquecimento do leito consome ceda de 60% do tempo de adsorção e os 40% restantes correspondem ao resfriamento. O gás primeiramente passa em um separador de entrada para remoção de hidrocarbonetos líquidos que, quando presentes, contribuem para a diminuição da vida útil do adsorvente. Segue então para uma bateria de trocadores de calor para ajustar a temperatura antes de entrar no(s) leito(s) de adsorção que estiver adsorvendo. Após a passar pelo leito parte do gás seco é desviada para um soprador (blower) para ganhar pressão para vencer as perdas de cargas do processo de regeneração, a vazão necessária para a regeneração é de cerca de 5 a 10% da vazão de entrada, o gás então segue para um trocador de calor para ser aquecido a 260ºC de onde segue para o leito que estiver sendo regenerado entrando pela parte de baixo do vaso, ao contrário do fluxo de adsorção, o gás úmido e quente sai pela parte de cima do vaso e seque então para um segundo trocador de calor para ser resfriado para que a água removida do leito seja condensada e descartada e o gás possa ser reaproveitado no processo normal. Esta etapa de aquecimento dura de 3 a 12 horas conforme o projeto, após este tempo toda a água do leito já foi retirada e então o leito deve ser resfriado.

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----------------------------------------------------------------------------------------------------- Na etapa de resfriamento o gás by-passa o primeiro trocador de calor e segue frio para o leito, o resfriamento dura de 2 a 8 horas conforme o projeto, após este tempo o leito estará em condições de novamente adsorver a umidade do gás. Poderá existir um tempo de espera (stand-by) até que o tempo de adsorção do outro leito seja completado.

3.1.7 – Parâmetros de projeto O projeto de unidades de desidratação pelo processo de adsorção consiste em dimensionar o diâmetro das torres de adsorção, a altura do leito e determinar a vazão de gás de regeneração. O diâmetro das torres é função da vazão de gás a ser desidratado; a altura do leito é função do teor de água no gás de entrada e do teor desejado no efluente; e a vazão de gás de regeneração depende da quantidade de calor que deve ser fornecida ao leito para aquecê-lo, bem como a todo o vaso que o contém, e do calor para aquecer e liberar os compostos adsorvidos, água e hidrocarbonetos em alguns casos.

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Fig . 3..1.6.2 - Fluxograma de processo simplificado para uma unidade de desidratação pelo processo de adsorção de gás. Fluido Térmico

Soprador Entrada de gás

Água

Líquido p/ reprocesso

Gás seco

Água p/ descarte

3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção Os sistemas de adsorção, comparados com o principal processo alternativo de desidratação que é a absorção com glicol, apresentam as seguintes vantagens: -

o gás tratado pode atingir pontos de orvalho muito mais baixos; o gás tratado não conterá líquidos, o que contribui para aumentar ou manter a eficiência dos gasodutos; adequação as unidades criogênicas que requerem que o gás a ser processado esteja completamente isento de água de modo a evitar a formação de hidratos;

Por outro lado, os sistemas de adsorção tem seu uso limitado pelas desvantagens que apresentam em comparação com o sistema de glicol convencional: - para especificar o gás destinado a transporte o custo dos equipamentos é 2 a 4 vezes maior do que um de absorção. Isso se deve ao fato de todos os equipamentos terem que ser projetados para a pressão de projeto do gasoduto, por muitas vezes elevadas. Num sistema de glicol só a absorvedora é projetada para esta pressão; - o custo operacional do sistema de adsorção, também para especificar o gás para transporte é maior, pois, requer temperaturas de regeneração mais elevadas que o sistema de absorção; - a perda de carga varia de 25 a 60 kPa enquanto que nos sistemas de absorção a queda de pressão é de 35 kPa no máximo; Do exposto, pode-se concluir que uma alternativa adequada para desidratação do gás passa por uma análise tecnico-econômica para que seja encontrada a melhor relação custo benefício. Nos últimos anos a utilização de peneiras moleculares vem aumentando em diversas áreas da industria (produção de álcool, separação de gases do ar, etc) devido a sua alta capacidade seletiva.



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3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS 3.2.1 – Objetivos A remoção de compostos de enxofre e dióxido de carbono do gás natural cumpre vários objetivos desde especificar o gás para a venda e consumo, passando por aspectos de segurança e operacionais, até a recuperação destes componentes indesejáveis para posterior utilização e mesmo comercialização. A remoção do CO 2 pode visar o aumento do poder calorífico do gás e a redução do custo de transporte do mesmo, principalmente se este contaminante estiver presente em grandes quantidades pois, sendo um inerte sem valor energético, seu transporte, por vezes a longa distâncias, é um ônus que deve ser eliminado. O dióxido de carbono pode ser removido com os objetivos de evitar a formação de gelo seco (CO 2 sólido) em correntes que serão submetidas a processamento criogênico, ou minimizar problemas de corrosão em dutos de transferência e equipamentos de processo. A ANP não estipula o teor máximo de CO 2, mas estipula os teores de inertes como CO 2+ N 2 para cada região do pais: norte 18%, nordeste 5% e sudeste 4%. Pode-se dizer que, até o presente, a remoção do CO 2 do gás produzido no pais se deu com o objetivo de evitar a formação de meio ácido corrosivo ou como conseqüência da remoção de compostos de enxofre. Dos compostos de enxofre presentes no gás, o H 2S é o de maior relevância visto ser o que aparece em teores mais elevados, contudo, mercaptans (RSH), sulfetos de carbonila (COS) e bissulfeto de carbonila (CS 2), são também importantes e devem ser considerados ainda que apenas traços dos mesmos estejam presentes no gás. Ocorre, no entanto, muitas vezes estes contaminantes não são detectados devido a análises imprecisas ou métodos falhos de determinação, induzindo a conclusão errônea de que estão ausentes; posteriormente quando sua presença é descoberta, são inúmeras as dificuldades para compatibilizar o sistema projetado apenas para H2S com os novos contaminantes. É interessante notar a possibilidade de recuperação de enxofre simultaneamente à de gases ácidos, principalmente porque o país não é auto suficiente na produção deste elemento, importando grandes quantidades. Quase todas as refinarias da Petrobras possuem unidades de recuperação de enxofre empregando o processo Claus que é o mais utilizado em conjunto com unidades de tratamento de gás natural ou de gás de refinaria. Quanto ao H2S, o principal motivo de sua remoção é sua toxidez, quase duas vezes mais tóxico que o monóxido de carbono (CO) e quase tão tóxico que o ácido cianídrico (HCN). As conseqüências da exposição ao H 2S em vários teores são dadas no quadro a seguir: ppm vol H2S 0,01 a 0,15 10 100 a 150 >200 >600 >1.000

Efeitos Limite de detecção do odor Máxima concentração permitida para exposição prolongada Pode provocar enjôos e fraqueza após uma hora Perigoso após uma hora Fatal após 30 minutos Morte imediata

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Quando dissolvido em água, o H 2S é corrosivo ao aço. A corrosão com o ferro em meio aquoso produz hidrogênio atômico e sulfeto de ferro, que é catódico em relação ao aço, acarretando a formação de pilhas galvânicas e, por conseguinte, corrosão por pites. O hidrogênio atômico que não pode se combinar formando hidrogênio molecular devido, por exemplo, à presença do próprio sulfeto de ferro, se difunde através do aço, podendo interagir com inclusões não metálicas e acarretar, nestes locais, na abertura de interfaces e acumulo de hidrogênio, já na fase gasosa, formando bolhas ou trincas. Um outro tipo de corrosão passível de ocorrer na presença de H 2S e água e a fratura do aço, caso este seja constituído de materiais suscetíveis e esteja submetido a esforço de tração. O gás carbônico ao se dissolver em água forma ácido carbônico (H 2CO3), o qual acelera qualquer ação corrosiva relacionada ao H 2S, embora inicie seu próprio processo corrosivo com o aço. Quanto aos demais compostos do enxofre, pode-se dizer que sua presença no gás e sua remoção requerem atenção especial. Assim, por exemplo, um dos processos mais largamente utilizados não remove mercaptans e o solvente empregado se decompõe na presença de COS e CS 2. Se estes produtos permanecerem no gás, por ocasião do processamento irão se concentrar no GLP tirando-o de especificação quanto a corrosividade e teor de enxofre total. Embora o COS e o CS 2 por si só não sejam corrosivos, podem sofrer hidrolise durante o transporte ou armazenamento do produto conduzindo à formação de CO 2 e H2S.

3.2.2 – Seleção do tratamento Vários são os processos disponíveis para tratamento de gás natural. A maioria dos processos utiliza solventes os quais absorvem os gases ácidos fisicamente ou quimicamente. Na absorção química as reações podem ser reversíveis (H 2S) ou irreversíveis (COS). As reações irreversíveis implicam no descarte dos solventes, o que aumento muito o custo da produção. A grande vantagem dos solventes químicos é sua capacidade de absorver gases ácidos sem grande sensitividade em relação à pressão. Fig. 3.2.2.1 – Fluxograma típico para processos de absorção química.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Os processos de absorção física atuam na proporção direta das pressões parciais dos gases ácidos que serão removidos. A pressão parcial de um componente em uma mistura gasosa é igual ao produto de sua fração molar pela pressão total do sistema, assumindo-se que a mistura se comporta idealmente. Pi = xi * P Se a pressão parcial dos gases ácidos no gás de entrada for muito baixa, quer porque a pressão total do gás é baixa, quer porque o teor de contaminantes é baixo, todos os processos físicos podem ser eliminados. O mesmo se aplica a pressão parcial dos gases ácidos no gás tratado também for muito baixa, exceto se a pressão total do sistema for alta. Os processos de absorção física têm duas grandes desvantagens: A) afinidade dos solventes de absorver hidrocarbonetos pesados e B) os solventes geralmente são caros. Todos estes processos são licenciados pelo detentor da patente e requerem pagamento de royalties para o seu uso. As vantagens destes processos são as baixas taxas de circulação de solvente e o consumo reduzido de utilidades, especificamente a energia gasta na regeneração do solvente. Fig. 3.2.2.2 – Fluxograma típico para processos de absorção física.

Da escolha do solvente para uma unidade de tratamento de gás dependerá não só a eficiência do processo como também o tamanho dos equipamentos e o custo total da unidade. A escolha do solvente deve ser baseada na composição, temperatura e pressão do gás, além da especificação desejada para o produto. Estes parâmetros determinarão se um solvente físico ou químico é o mais econômico. Além dos processos com solventes, outros tais como a destilação e os processos de leito sólido, estes usados especificamente na remoção de compostos de enxofre, também são empregados com sucesso no tratamento de gás natural. A tabela abaixo classifica os principais processos em uso de acordo com o princípio básico que os define.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Processo Aminas - Monoetanolamina (MEA); - Dietanolamina (DEA); Absorção - Metildietanolamina (MDEA); Química - Di-isopropilamina (DIPA). Carbonato de potássio quente - Benfild; - Catarcrb; - Lurgi; - Vetrocoke. Outros - Streford; - Amônia; - Etc. Sulfinol Selexol Rectisol Absorção física Purisol Solvente flúor Água Óxido de ferro (ferro esponja) Peneiras moleculares Leito sólido Óxido de zinco Carvão ativado Destilação Ryan-Holmes Permeação Membranas

3.2.3 – Tratamento co m soluções de aminas Os processos de tratamento que utilizam soluções de aminas são largamente utilizados na remoção de CO 2 e H2S do gás natural, principalmente por serem os processos de circulação continua de menor vazão circulante e por removerem facilmente o H 2S até os níveis requeridos, operando com pressões de contato a partir de 686 kPa. A pressões menores, a pressão de equilíbrio é limitante da remoção que pode ser obtida. A monoetanolamina (MEA) é a amina de uso mais generalizado, mas a escolha entre MEA e DEA é puramente econômica. Quando o gás contém quantidades relativamente altas de COS e CS2 a MEA deve ser evitada por reagir irreversivelmente com estes compostos formando produtos de degradação que obrigarão à freqüente substituição da solução. No entanto, tanto a MEA quanto a DEA se degradam através de reações iniciadas pelo CO 2 e influenciadas pela pressão, temperatura e concentração da solução. O uso da MEA também não é recomendado quando o gás contém mercaptans, pois a mesma não é capaz de absorve-los da corrente gasosa. As vantagens que podem ser atribuídas a MEA são sua maior reatividade e a facilidade de atingir a especificação de 20 ppm de H2S no gás tratado em comparação a DEA. Contudo a DEA tem a seu favor a menor quantidade

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------de calor requerida para liberar os gases ácidos na etapa de regeneração devido ao fato de ser uma base quimicamente mais fraca do que a MEA. A metildietanolamina (MDEA) é uma amina que vem sendo utilizada em substituição às anteriores com as seguintes vantagens, entre outras: - maior resistência à degradação; - menores problemas de corrosão; - seletividade pelo H 2S em presença de CO 2. Quando se emprega a monoetanolamina (MEA), a concentração da solução aquosa não deve ser superior a 20% em peso para não acentuar os problemas de corrosão inerentes aos processos com aminas. Quando a dietanolamina (DEA) é usada, as concentrações usuais são de 25 a 30% em peso que, em termos molares, é equivalente a uma faixa de 15 a 20% para soluções de MEA. Se fossem utilizadas soluções de amina com concentrações maiores, as quantidades de gases ácidos absorvidos também seriam maiores, obrigando que todos os equipamentos que entram em contato com a solução rica tivessem uma metalurgia especial para resistir à corrosão da mesma. Além da corrosão provocada pelos gases ácidos, as aminas se oxidam rapidamente e os produtos da oxidação são extremamente corrosivos ao aço carbono; elas são ainda instáveis a altas temperaturas e os produtos de decomposição também são corrosivos. Devido a isso, algumas preocupações devem ser tomadas no projeto e operação das unidades, a saber: -

evitar que as soluções entrem em contato com o ar atmosférico através da selagem dos tanques de solução e vasos pulmão; - evitar temperatura excessiva na regeneração, não devendo ultrapassar 126ºC; - projetar mecanicamente a unidade para suportar permanentemente uma solução corrosiva, isto é, prover sobre espessura de corrosão nos equipamentos mais sujeitos a sofrerem corrosão; - prever equipamentos para remoção dos compostos corrosivos, sendo o método mais econômico a instalação de um refervedor adicional. A afinidade das aminas por gases ácidos é uma reação química reversível. As ligações são químicas são tão fracas que o processo se assemelha muito a uma adsorção física. De um modo geral, com o aumento da temperatura das reações reversíveis têm seu equilíbrio deslocado no sentido dos reagentes, enquanto que a baixas temperaturas o equilíbrio tende para o sentido dos produtos. A reação química que governa a remoção do H 2S pelas aminas, por exemplo, começa a reverter no sentido dos reagentes a temperaturas relativamente baixas, inclusive inferiores a da reação com o CO 2. Assim sendo, para favorecer a remoção dos gases ácidos, ou seja, favorecer as reações no sentido dos produtos, evita-se temperaturas elevadas na torre absorvedora. Por outro lado, pressões elevadas na absorvedora também favorecem a remoção de gases ácidos os quais, além de reagirem quimicamente com a amina, são absorvidos fisicamente pela água, aumentando assim a quantidade destes componentes na solução de amina.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------A concentração de gases ácidos na solução de amina é a principal variável de processo em uma unidade MEA ou DEA, sendo definida como: “loading”da solução = moles de gases ácidos/mol de amina A diferença entre os “loadings” das soluções pobres e ricas é definida como “pickup” e corresponde à quantidade de gases ácidos absorvidos por mol da solução circulante. Com o valor do “pickup”, com a quantidade total de gases ácidos a serem removidos, a concentração e densidade da solução de amina determina-se a circulação, ou seja, a vazão de solução de amina que deverá circular pela unidade de modo a efetuar a remoção de gases ácidos desejada.

3.2.4 – Tratamento co m Carbonato de Potássio a quente Este processo se aplica, de um modo geral, ao tratamento de grandes volumes de gás natural contendo ácidos em um teor maior ou igual a 8%, desde que a pressão parcial dos mesmos seja no mínimo 147 kPa. Este processo remove H 2S e CO2, porém só é eficiente na remoção de H2S na presença de quantidades apreciáveis de CO 2. Na verdade, não é possível atingir economicamente, a especificação para transporte, 20 ppm, no que se refere ao teor de H 2S, com o processo de carbonato à quente. No entanto, é um processo de circulação contínua que utiliza um produto químico muito barato. É ainda um processo que associa uma absorção à alta pressão e temperatura a uma regeneração à baixa pressão e alta temperatura. Pode-se dizer que é um processo isotérmico não requerendo trocadores de calor e economizando energia. O processo é todo a quente para evitar a precipitação do carbonato de potássio. Da mesma forma que no processo com amina, corrosão, sólidos em suspensão e formação de espuma são problemas que podem ser contornados. A vazão de solução de carbonato é função da concentração que geralmente é de 20 a 30% em peso. Os processos Catacarb e Benfield, por exemplo, utilizam aceleradores de reação para obter maiores taxas de reação entre os grandes ácidos e a solução de carbonato. Com isto, consegue-se menores equipamentos, menor consumo de energia e teores de gases ácidos no produto tratado.

3.2.5 – Tratamento co m Sulfinol Este processo patenteado pela Shell, é um processo de absorção química e física para remoção de compostos de enxofre (H 2S, COS, CS2 e mercaptans) e de CO 2. O solvente utilizado, Sulfinol é uma mistura cuja composição em peso é a seguinte: - DIPA (di-isopropil amina) - SULFOLANE (dióxido de tetrahidrotiofeno) - Água

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40-50%; 30-40%; 15-20%.



-----------------------------------------------------------------------------------------------------Os gases ácidos reagem quimicamente com a DIPA e são absorvidos fisicamente pelo SULFOLANE. O processo é regenerativo porém a DIPA forma produtos de degradação não regeneráveis que devem ser removidos da solução quando sua concentração atinge cerca de 10% em peso. Tais compostos são decorrentes da reação do CO 2 à temperatura elevada, como a que o solvente é exposto durante a regeneração, e da reação do HCN, ácido cianídrico, quando presente no gás. A remoção dos compostos de degradação é feita em um “reclaimer” que é basicamente uma torre dotada de um refervedor, o qual mantendo uma temperatura de fundo de 180ºC promove a vaporização do solvente que sobe em direção ao topo. Os produtos de degradação, menos voláteis, são descartados pelo fundo da torre. Quando a unidade não tem “reclaimer”, parte da solução de sulfinol deve ser trocada por uma nova. Como o SULFOLANE é um solvente físico, a remoção dos gases ácidos é favorecida por altas pressões e baixa temperatura na absorvedora. A temperatura ótima de operação para o solvente pobre (regenerado) é de cerca de 40ºC. Temperatura inferiores a 40ºC implicam em aumento de viscosidade do solvente enquanto que, á temperaturas elevadas, o aumento da pressão de equilíbrio dos gases ácidos acima da solução de sulfinol pobre provoca aumento da concentração destes gases no produto tratado. Na etapa de regeneração, a pressão deve ser baixa e a temperatura elevada, de 75 a 90ºC, de modo a estripar os gases absorvidos que, no entanto, não são totalmente removidos da solução regenerada. A grande desvantagem deste processo reside no fato do serem a DIPA e o SULFOLANE ambos importados.

3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja O processo com ferro esponja é um dos mais antigos e mais simples processos de tratamento de gás. No entanto, sua aplicação é limitada, por motivos econômicos, para gases contendo menos de 350 ppm de H 2S, podendo operar tanto a baixa quanto à alta pressão, embora seja mais eficiente a alta pressão. O ferro esponja é constituído por aparas de madeira impregnadas com óxido de ferro hidratado. A esponja deve esta úmida par ser relativa e se o gás a ser tratado estiver desidratado, deve ser ressaturado com água antes de entrar no leito de ferro esponja. Na prática, a desidratação é posterior ao tratamento mas ainda assim é feita uma injeção de água no leito de modo a garantir que o óxido de ferro se mantenha na forma hidratada. O processo se baseia na reação do óxido férrico com o H 2S com formação de sulfeto férrico. O ferro esponja pode ser regenerado com ar numa reação onde o oxigênio reduz o sulfeto formado a enxofre elementar e recupera o óxido de ferro. Esta regeneração pode ser feita continuamente, através da injeção de pequena quantidade de ar na corrente gasosa, ou ciclicamente através do isolamento e despressurização do leito e circulação de gás a ar através do mesmo.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Alguns autores, entretanto, afirmam ser mais econômico não regenerar o leito e apenas trocá-lo quando estiver gasto. A operação de troca do leito requer cuidados especiais, pois a exposição ao ar pode causar um aumento brusco de temperatura, devido à reação de regeneração que é exotérmica, podendo ocorrer combustão espontânea.

3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares O processo de dessulfurização do gás natural por meio de peneiras moleculares remove seletivamente o H 2S na presença de CO 2. No entanto, a concentração de CO 2 no gás de entrada afeta significativamente o tamanho do leito de peneiras. Assim, por exemplo, para uma composição típica de gás natural, aumentando-se a concentração de CO 2 de 0% para 4% o tamanho do leito aumenta 33%. De qualquer forma, se não for necessário remover o CO2 de uma corrente gasosa, este processo pode requerer menor energia e/ou menores custos operacionais que outros processos, alem da vantagem de remover outros contaminantes. Uma característica importante deste processo é a desidratação simultânea do gás a ser tratado. A água é mais fortemente adsorvida que os compostos de enxofre de modo que um leito de peneiras moleculares sempre desidratará o gás antes de remover os compostos de enxofre. O grande problema deste tipo é a regeneração pois, na realidade, as peneiras moleculares concentram o H 2S do gás de entrada em uma corrente menor que é o gás de regeneração. O destino desta corrente é que vai definir a economicidade do processo. Algumas alternativas são listadas a seguir: -

-

queima direta do gás de regeneração como combustível, no próprio local do tratamento; queima parcial, em tocha, do gás de regeneração durante o pico de concentração de H2S, para unidades pequenas em locais isolados. Esta alternativa tira vantagem do fato de H 2S ser liberado em um pico de concentração durante a fase de aquecimento. A penas durante este pico o gás é queimado sendo o restante do gás de regeneração reciclado para o gás de entrada; unidade de tratamento em paralelo, geralmente amina ou sulfinol, apenas para o gás de regeneração que depois se junta ao gás tratado efluente das peneiras.

3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes Este processo, adequado para gases com alto teor de CO 2, separa este componente dos hidrocarbonetos e do H 2S por meio de destilações auxiliadas por um aditivo, geralmente líquido de gás natural. Embora outros aditivos possam ser empregados, a aguarrás por exemplo, o uso do LGN é vantajoso por tratar-se de um produto disponível, compatível com o gás natural, que evita a introdução de componentes estranhos no sistema.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Para cada tipo de destilação o aditivo cumpre uma função distinta. Na separação entre metano e CO 2 o aditivo evita que o CO 2 congele dentro da torre devido à baixa temperatura da operação da demetanizadora. Nesta separação entre CO 2 e etano e hidrocarbonetos mais pesados, o aditivo é introduzido para quebrar o azéotropo CO 2-etano (azeótropo é uma mistura que a uma dada temperatura forma um líquido e um vapor de composições idênticas, não podendo os seus componentes serem separados por destilação convencional). O aditivo facilita ainda a separação entre CO 2 e H2S que é uma destilação difícil porém importante quando se deseja especificar o CO 2 produzido com relação ao teor de H 2S. Da literatura sabe-se que o processo é aplicável a gases contendo de 12 a 90% de CO 2 com 2% de H2S no máximo. As aplicações típicas deste processo são: -

aumento da qualidade e do poder calorífico de correntes de gás natural com altos teores de gases ácidos (CO 2 e H2S); - tratamento de gases ricos, porem contaminados, quando se deseja elevada recuperação de LGN; - processamento de gases associados em locais onde a recuperação terciária, quer por injeção de CO2, combustão “in situ” ou injeção de gás, acarreta em concentrações progressivamente maiores de contaminantes no gás produzido.

3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas A separação de gases por meio de membranas é um processo relativamente recente e baseiase de permeabilidade relativa, isto é, diferentes componentes de uma corrente gasosa atravessam uma mesma membrana semipermeável com diferentes velocidades, sendo então possível separar os mais lentos dos mais velozes. Como exemplo, pode-se citar o CO 2 e o metano onde o primeiro atravessa a membrana cerca de 25 vezes mais depressa que o segundo. A taxa de permeabilidade é função da habilidade do componente se dissolver e difundir através da membrana. A permeabilidade relativa de uma determinada membrana comercial, para vários gases é a seguinte: H2O, H2, He, H2S > CO2, O2 > Ar, CO, N2, CH4 Da relação acima, observa-se que este tipo de membrana poderia ser empregada na remoção de CO2 de correntes de gás natural em projetos de recuperação terciária. Outras aplicações seriam do nitrogênio e oxigênio do ar atmosférico, hidrogênio de correntes de refinaria e plantas de amônia, além de desidratação de gases em geral, no caso desta membrana específica. As membranas são constituídas de polímeros, sendo as de acetato de celulose uma das mais antigas e as de polímeros polissulfônicos, dentre outras, uma das mais recentes. Este material semi-permeável é mais usualmente encontrado sob a forma de finos tubos capilares, sendo uma unidade de separação composta por um feixe de milhares destes capilares dentro de um casco, à semelhança de um trocador de calor do tipo casco e tubos. A mistura gasosa a ser separada é admitida no casco; os componentes mais permeáveis atravessam as membranas, isto é, as paredes dos tubos e fluem para o interior dos mesmos em direção da

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------extremidade não tamponada e são coletados no cabeçote de saída. Os gases mais lentos saem pela extremidade oposta do casco. Uma característica importante deste processo de separação é a possibilidade de construção modular, através da inclusão de unidades adicionais em série ou paralelo, de modo a adaptar o sistema as mudanças de composição ou de vazão da carga. Colocando-se elementos em paralelo, maiores vazões podem ser obtidas para uma mesma pureza e recuperação do produto (gás permeado). Colocando-se mais elementos em série, maiores recuperações podem ser obtidas para a mesma vazão de gás a ser separado. A força motriz do processo é a diferença entre a pressão parcial do componente a ser permeado de um lado e outro da membrana. Quanto menor a pressão parcial, menor a eficiência da separação e conseqüentemente maior a área da membrana requerida. A eficiência de separação para uma dada membrana e um dado par de componentes depende principalmente, de 3 fatores: composição do gás, razão de pressões entre a carga e o gás permeado e o fator de separação para os dois componentes. Quanto maior o fator de separação, maior a seletividade da membrana e, portanto, maior a eficiência da separação. Este parâmetro varia para uma dada mistura de gases com o material da membrana empregada. A razão entre as pressões da carga e do permeado tem um efeito muito acentuado na eficiência da separação, principalmente com misturas de baixa concentração e para membranas com alta seletividade. A pressão parcial do componente mais permeável no lado permeado (baixa pressão) não pode exceder sua pressão parcial no lado da carga (alta pressão). A temperatura também tem um papel importante no desempenho da membrana. Quanto maior a temperatura, maiores as taxas de permeação e menor a área de membrana requerida. Os custos para este tipo de processo ainda são incertos. Para a remoção do CO 2 de correntes de hidrocarbonetos, alguns artigos mencionam que à medida que os teores aumentam, o processo de permeação ganha competitividade com os processos convencionais de aminas.

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BIBLIOGRAFIA ¾

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Rachid, Luciana Bastos de F.; Condicionamento e Processamento Primário do Gás Natural. Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – IBP; maio de 1991.

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IME, Instrumentos de Medição, material publicitário, 2004.

¾

Carroll, John J.; Natural Gás Hydrates: a guide for Engineers. Gulf Professional Publishing; 2003.

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Anexos Especificação do Gás Natural de origem nacional ou importada, a ser comercializada em todo o território nacional, conforme Portaria ANP Nº 104 de 8/7/2002DOU 9/7/2002. UNIDADE LIMITE(2) (3) MÉTODO CARACTERÍSTICA Norte Nordeste Sul, ASTM ISO Sudeste, CentroOeste Poder calorífico kJ/ m³ 34.000 a 35.000 a 42.000 D 3588 6976 superior(4) kWh/m³ 38.400 9,47 a 10,67 9,72 a 11,67 Índice de Wobbe (5) kJ/m³ 40.500 a 46.500 a 52.500 — 6976 45.000 Metano, mín. % vol. 68,0 86,0 D 1945 6974 Etano, máx. % vol. 12,0 10,0 Propano, máx. % vol. 3,0 Butano e mais % vol. 1,5 pesados, máx. Oxigênio, máx. % vol. 0,8 0,5 Inertes (N2 + CO2 ), % vol. 18,0 5,0 4,0 máx. Nitrogênio % vol. Anotar 2,0 Anexo 1 -

Enxofre Total, máx.

mg/m3

Gás Sulfídrico (H2S), máx.(6) Ponto de orvalho de água a 1atm, máx.

mg/m3

10,0

15,0

10,0

ºC

–39

–39

–45

70

D 5504 6326-2 6326-5 D 5504 6326-2 6326-5 D 5454 —

Observações: (1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis de partículas sólidas e partículas líquidas. (2) Limites especificados são valores referidos a 293,15K (20ºC) e 101,325kPa (1atm) em base seca, exceto ponto de orvalho. (3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular e para esse uso específico devem ser atendidos os limites equivalentes à região Nordeste.

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Anexo 2 - Especificações dos Gases Liqüefeitos de Petróleo (GLP), conforme resolução ANP 18 de 02 de setembro de 2004. UNIDADE PROPANO BUTANO Mistura PROPANO MÉTODO DE ENSAIO CARACTERÍSTICA Comercial Comercial PROPANO/ Especial BUTANO

ABNT

ASTM

Pressão de Vapor a kPa 37,8ºC (1), máx.

1430

480

1430

1430

MB 205

D 1267 D 2598

Resíduo Volátil ºC Ponto de Ebulição 95% evaporados, máx. ou:

-38,3

2,2

2,2

-38,3

MB 285

D 1837

Butanos e mais pesados, máx Pentanos e mais pesados, máx; Resíduo, 100 ml evaporados, máx.

% vol.

2,5

-

-

2,5

D 2163

% vol.

-

2,0

2,0

-

D 2163

mL

0,05

0,05

0,05

0,05

D 2158

Passa (2) -

-

Passa (2)

185

140

140

123

H2S

Passa

Passa

Passa

Passa

Corrosividade ao Cobre a 37,8ºC 1 hora, máx

1

1

1

1

MB 281

D 1838

Massa Específica a kg/m³ 20ºC

Anotar

Anotar

Anotar (4)

Anotar

MB 903

D 1657 D 2598

Teste da Mancha Enxofre Total , máx. (3)

Propano

mg/kg

%vol.

90 (mín)

58

NBR 6563 D 2784 D 3246 D 4468 D 5504 D 5623 D 6667 D 2420

D 2163



-----------------------------------------------------------------------------------------------------Propeno

%vol.

5 (máx).

Umidade Água Livre

Passa -

Odorização

20% LIF

Ausente Ausente

Passa -

D 2163 MB 282 (5)

D 2713

(6)

(1) Em caso de divergência de resultados prevalece o método da ASTM D 1267. (2) O produto não deve originar um anel de óleo persistente quando 0,3ml da mistura de solvente/ resíduo é adicionado em um papel de filtro, em incrementos de 0,1ml e examinado a luz do dia, após 2 min, como descrito no método ASTM D 2158. (3) Os limites de enxofre total incluem os compostos sulfurados usados para fins de odorização. Os métodos ASTM D 3246, D 4468, D 5504, D5623 e D 6667 poderão ser utilizados alternativamente e em caso de divergência de resultados, prevalece o método ASTM D 2784. (4) Aplica-se à massa específica a 20ºC o limite superior de 550 Kg/m³ na etapa de distribuição de mistura propano/butano envasilhada em botijão P-13 nos municípios cuja média das temperaturas mínimas se encontre abaixo de 10??C, nos meses de junho, julho e agosto, conforme Anexo II. (5) A presença de água livre deve ser determinada por inspeção visual das amostras durante a determinação da massa específica ou por análise cromatográfica. (6) A odorização deve ser realizada de acordo com a NFPA 58 - Armazenagem e Manipulação de Gases Liqüefeitos de Petróleo - Associação Nacional de Proteção ao Fogo (“Storage and Handling Liquefied Petroleum Gases”) (National Fire Protection Association - NFPA) (item A.1.3.1).

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Anexo 3 - Glossário do ramo de petróleo e gás natural. Absorção

“Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no interior da massa de outra substância, sendo resultante de um conjunto complexo de fenômenos de capilaridade, atrações eletrostáticas, reações químicas, etc.” Absorção refrigerada processo industrial utilizado em UPGN`s; se baseia na recuperação dos componentes pesados do gás por refrigeração e principalmente por uma absorção física promovida pelo contato do gás com um óleo de absorção. Adsorção “fixação de moléculas de uma substância (o adsorvato) na superfície de outra substância.”. Entende-se por adsorção qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e retiradas na superfície de um sólido por meio de forças de atração superficiais Alumina ativada material utilizado na desidratação do gás natural, é composta por óxido de alumio hidratado, Al 2O3(nH2O). API American Petroleum Institute (vide Grau API). Apropriação de Reserva posicionamento de reserva de petróleo e gás natural em uma das seguintes categorias: "provadas", "prováveis", "possíveis" e "desenvolvidas" (de acordo com critérios estabelecidos pelo Regulamento Técnico nº 001/00, aprovada pela Portaria ANP nº 009/00). Autorização ato administrativo unilateral e discricionário pelo qual a ANP, como órgão regulador da indústria do petróleo, possibilita a empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no País, na forma estabelecida na Lei do Petróleo e sua regulamentação, o exercício das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo. B b/d barris por dia. Bacia Sedimentar depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não. bbl barril. Unidade de medida de volume, equivalente a 0,159 m3 ou 42 gal. bep sigla de “barril equivalente de petróleo”. Unidade de medida de energia equivalente, por convenção, a 1.390 Mcal. Bloco parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural. BOE Barril de Óleo Equivalente - Unidade volumétrica que corresponde ao volume de óleo, condensado e gás natural em

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------uma mesma base de equivalência energética. Fonte: Padrão E&P - PE-11-00092-A. Bônus de Assinatura valor correspondente ao montante ofertado pelo licitante vencedor na proposta para obtenção da concessão de petróleo ou gás natural, não podendo ser inferior ao valor mínimo fixado pela ANP no edital de licitação, devendo ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão. Brent vide Brent Dated; vide Petróleo Brent. Brent Dated cotação publicada diariamente pela Platt’s Crude Oil Marketwire, que reflete o preço de cargas físicas do petróleo Brent embarcadas de 7 (sete) a 17 (dezessete) dias após a data de fechamento do negócio, no terminal de Sullom Voe, na GrãBretanha. BTU sigla de British Thermal Unit. Unidade de medida de energia, corresponde à quantidade de calor necessária para elevar a temperatura de uma libra (0,454 kg) de água de 39,2º F para 40,2º F. Fator de conversão: 1 BTU = 1.055,056 J. Butano hidrocarboneto saturado com quatro átomos de carbono e dez átomos de hidrogênio (C4H10), encontrado no estado gasoso incolor, com odor de gás natural. Compõe o GLP, sendo empregado como combustível doméstico, como iluminante: como fonte de calor industrial em caldeiras, fornalhas e secadores; para corte de metais e aerossóis. C C5+ vide Gasolina Natural. Caloria neste anuário, utiliza-se a caloria a 15º C (cal15). 1 cal15 é a quantidade de energia térmica necessária para aquecer 1 g de água isenta de ar, de 14,5º C a 15,5º C, sob pressão constante de 101,325 kPa (quilopascals). Fator de conversão: 1 cal15 = 4,1855 J. Campo vide Campo de Petróleo ou de Gás Natural. Campo de Petróleo ou de área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um Gás Natural reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção. Capacidade Nominal capacidade de processamento para a qual uma planta industrial é projetada. CIDE Contribuição Social de Intervenção no Domínio Econômico é um tributo previsto constitucionalmente, de competência exclusiva da União. Por meio da Lei Nº 10.336, de 19 de dezembro de 2001, instituiu-se a Contribuição Social de Intervenção no Domínio Econômico incidente sobre a importação e a comercialização de petróleo e seus derivados, gás natural e seus derivados e álcool etílico combustível - CIDE. CIF sigla da expressão inglesa Cost, Insurance and Freight (“Custo,

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Seguro e Frete”), designa o sistema de pagamento para mercadorias embarcadas, com os custos do seguro e do frete incluídos no preço. O preço CIF equivale ao preço FOB (q.v.) acrescido das parcelas de seguro e frete. City Gate conjunto de instalações contendo manifolds e sistema de medição, destinado a entregar o gás natural (oriundo de uma concessão, de uma UPGN, de um sistema de transporte ou de um sistema de transferência de Custódia de Gás Natural. CO2 (Gás Carbônico) dióxido de carbono, contaminante do gás natural. Gás inerte (reduzo poder calorífico do gás natural), em contato com água livre forma soluções ácidas que podem gerar corrosões em dutos e equipamentos. Concessão contrato administrativo mediante o qual a ANP outorga a empresas que atendam aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos por ela estabelecidos, o exercício das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no território nacional. Concessionário empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil, com a qual a ANP celebra contrato de concessão para exploração e produção de petróleo ou gás natural em bacia sedimentar localizada no território nacional. Concessionário Estadual empresa que explora os serviços locais de gás canalizado, nos de Gás Canalizado termos do § 2º, do artigo 25 da Constituição Federal. Condensado frações líquidas do gás natural, obtidas no processo de separação natural em gasodutos e coletores; mantidas na fase líquida nas condições normais de pressão e temperatura. Consumo Aparente soma das parcelas referentes à produção e à importação, menos o volume exportado. Consumo Interno vide Consumo Próprio. Consumo Próprio parcela de derivados de petróleo, gás seco e gás úmido; consumidos pela própria unidade. Cotação Spot preço do produto no mercado spot (vide Mercado Spot). Esta cotação é de curto prazo e flutuante, em contraste com as cotações acordadas em contratos de fornecimento de médio e longo prazos. D Derivados de Petróleo produtos decorrentes da separação física ou da transformação química do petróleo. Derivados Energéticos de derivados de petróleo utilizados predominantemente como Petróleo combustíveis, isto é, com a finalidade de liberar energia, luz ou ambos a partir de sua queima. Esta denominação abrange os seguintes derivados: GLP, gasolina A, gasolina de aviação, querosene iluminante, QAV, óleo diesel e óleo combustível. Derivados Nãoderivados de petróleo que, embora tenham significativo conteúdo Energéticos de Petróleo energético, são utilizados para fins não-energéticos. Esta denominação abrange os seguintes derivados: graxas,

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------lubrificantes, parafinas, asfaltos, solventes, coque, nafta, extrato aromático, gasóleo de vácuo, óleo leve de reciclo, RAT, diluentes, n-parafinas, outros óleos de petróleo, minerais betuminosos, bem como outros produtos de menor importância. Desenvolvimento conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás natural. Diesel vide Óleo Diesel. Duto designação genérica de instalação constituída por tubos ligados entre si, destinada à movimentação de petróleo, seus derivados e gás natural. Movimenta produtos líquidos (oleoduto) e gasosos (gasoduto). Pode ser classificado como duto de Transporte (q.v) ou de Transferência (q.v.). E Exploração ou Pesquisa conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas, objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de petróleo ou gás natural. F Flare equipamento utilizado para a queima de gases residuais, faz parte do sistema de alivio de gás. É utilizado na operação normal da unidade industrial e é dimensionado para queimar todo o gás gerado na pior situação de emergência. FOB sigla da expressão inglesa Free on Board (“Livre a Bordo”), denomina a cláusula de contrato segundo a qual o frete não está incluído no custo da mercadoria. Valor FOB é o preço de venda da mercadoria acrescido de todas as despesas que o exportador fez até colocá-la a bordo, incluindo as taxas portuárias, de previdência, da Comissão de Marinha Mercante e outras que incidem sobre o valor do frete. G Gás Associado gás natural existente nos reservatórios, em que o plano de explotação prevê a produção de óleo como principal energético, reservatórios estes considerados como produtores de óleo. Gás não Associado 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. Gás Liqüefeito de mistura de hidrocarbonetos líquidos obtidos do gás natural Petróleo (GLP) através do processamento de gás natural nas UPGNs, ou em processo convencional nas refinarias de petróleo. Conhecido como gás de cozinha, composto de propano e butano. Sua maior aplicação é na cocção dos alimentos, também é utilizado em empilhadeiras, soldagem, esteriliação industrial, teste de fogões, maçaricos e outras aplicações industriais. Gás Livre vide gás não associado. Gás Natural ou Gás todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos,

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------secos, processados e gases raros Gás Natural Comprimido todo gás natural processado e condicionado para o transporte em (GNC) ampolas ou cilindros, à temperatura ambiente e pressão próxima à condição de mínimo fator de compressibilidade. Gás Natural Liqüefeito gás natural comprimido e resfriado a temperaturas inferiores a (GNL) 160°C para fins de transferência e estocagem como líquido. É composto predominantemente de metano e pode conter quantidades mínimas de etano, propano, nitrogênio ou outros componentes normalmente encontrados no gás natural. Gás Natural Veicular (GNV)

mistura combustível gasosa, tipicamente proveniente do gás natural e biogás, destinada ao uso veicular e cujo componente principal é o metano, observadas as especificações estabelecidas pela ANP. Gás Processado produto do processamento do gás úmido, o qual não contém líquidos comercialmente recuperáveis (LGN). Gás Residual vide gás processado. Gás Seco vide gás processado. Gás Úmido gás natural que entra nas UPGNs contendo vapor de água e hidrocarbonetos pesados comercialmente recuperáveis sob a forma líquida (LGN). Gasolina Natural (C5+) extraída do gás natural, é uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra na fase líquida, em determinadas condições de pressão e temperatura, composta de pentano (C5) e outros hidrocarbonetos mais pesados. Obtidas em separadores especiais ou em UPGNs. Pode ser misturada à gasolina para especificação, reprocessada ou adicionada à corrente do petróleo. Grau API ou ºAPI escala idealizada pelo American Petroleum Institute - API, juntamente com a National Bureau of Standards, utilizada para medir a densidade relativa de líquidos. A escala API varia inversamente com a densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade relativa, menor o grau API: ºAPI = (141,5/g) - 131,5, onde "g" é a densidade relativa do petróleo a 15ºC. H H2S sulfeto de hidrogênio ou gás sulfídrico, contaminante do gás natural, gás incolor com odor característico, tóxico, altamente inflamável e corrosivo. Sub-produto do processo de refino do petróleo. Hidrocarboneto composto constituído apenas por carbono e hidrogênio. O petróleo e o gás natural são exemplos de hidrocarbonetos. Hidrato composto formado pela combinação física entre moléculas de água líquida com outras moléculas pequenas de hidrocarbonetos e/ou contaminantes formando um sólido de aparência de gelo, mas com estrutura molecular diferente. I ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------e Sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação. Importação Líquida diferença entre os volumes importado e exportado. Indústria de Petróleo conjunto de atividades econômicas relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural, outros hidrocarbonetos aromáticos (metano, etano, propano, etileno, propileno, butenos, ciclohexanos, benzeno, tolueno, naftaleno etc) e seus derivados. Indústria Petroquímica indústria de produtos químicos derivados do petróleo. Os produtos da indústria petroquímica incluem parafinas, olefinas, nafteno e hidrocarbonetos aromáticos (metano, etano, propano, etileno, propileno, butenos, ciclohexanos, benzeno, tolueno, naftaleno etc) e seus derivados. Inibidores de hidrato compostos que inibem a formação do hidrato. Tais compostos, que tem função de se combinar com a água livre, na verdade apenas diminuem a temperatura em que os hidratos se formariam, isto é, causam uma depressão na temperatura de formação dos mesmos (crioscopia). J Jazida reservatório já identificado e possível de ser posto em produção. K L Lei do Petróleo Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997. LGN vide Líquido de Gás Natural. Licitação de Blocos procedimento administrativo, de natureza formal, onde a ANP estabelece os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos que deverão ser obrigatoriamente atendidos pelas empresas que se propõem a exercer atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, mediante contratos de concessão. Líquido de Gás Natural parte do gás natural que se encontra na fase líquida em (LGN) determinada condição de pressão e temperatura na superfície, obtida nos processos de separação de campo, em UPGNs ou em operações de transferência em gasodutos. Livre Acesso corresponde ao uso, por terceiros interessados, de dutos de transporte e terminais aquaviários destinados à movimentação de petróleo e seus derivados, existentes ou a serem construídos, mediante remuneração adequada ao titular das instalações. O livre acesso às instalações classificadas como de Transporte (q.v.), estabelecido no artigo 58 da lei nº 9.478/97, foi regulamentado pela ANP através das Portarias nº 115/00, 251/00 e 255/00. M Mercado Spot mercado no qual são negociadas quantidades marginais do produto, não cobertas por contratos. O mercado spot considera a oferta e a demanda do produto no momento da negociação de compra e venda, para entrega imediata.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------MMBTU Nafta

Nafta Petroquímica

milhões de BTU (vide BTU). N derivado de petróleo ou gás natural, utilizado principalmente como matéria-prima da indústria petroquímica (“nafta petroquímica” ou “nafta não-energética”) na produção de eteno e propeno, além de outras frações líquidas, como benzeno, tolueno e xilenos. A nafta energética é utilizada para geração de gás de síntese através de um processo industrial (reformação com vapor d'água). Este gás é utilizado na produção do gás canalizado doméstico. vide Nafta.

O Oferta Interna Bruta quantidade de energia que se coloca à disposição do país para ser consumida ou submetida aos processos de transformação e, para cada fonte energética, corresponde à soma das quantidades produzida e importada subtraída das quantidades exportada, não aproveitada, reinjetada e da sua variação de estoque. Offshore localizado ou operado no mar. Óleo vide Óleo Cru ou Bruto. Óleo Cru ou Bruto vide Petróleo. Óleo de Xisto óleo obtido através do processamento do xisto betuminoso. Óleo Diesel fração do petróleo composta principalmente por hidrocarbonetos alifáticos. O óleo diesel é ligeiramente mais denso do que o querosene e destila na faixa entre 250 e 400ºC. É usado como combustível em motores de combustão interna, nos quais a ignição ocorre pelo aumento de temperatura ao invés de faiscação. Oleoduto vide Duto. Onshore localizado ou operado em terra. OPEP vide Organização dos Países Exportadores de Petróleo. Orçamento Anual de detalhamento de despesas e investimentos a serem feitos pelo Trabalho concessionário na execução do respectivo Programa Anual de Trabalho, no decorrer de um ano civil qualquer. Organização dos Países organização multinacional estabelecida em 1960, com a função Exportadores de Petróleo de coordenar as políticas de petróleo dos países-membros. É (OPEP) formada pelos seguintes países-membros. Argélia, Líbia, Nigéria, Indonésia, Irã, Iraque, Coveite, Catar, Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e Venezuela. P Pagamento pela uma das participações governamentais pagas pelos Ocupação ou Retenção de concessionários. Refere-se ao pagamento pela ocupação ou Área retenção da área concedida, durante as fases de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural. Participação Especial compensação financeira extraordinária devida pelos

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, nos termos do artigo 50 da Lei nº9.478/97 e do Decreto nº2.705/98. Participações de referem-se aos pagamentos feitos pelos concessionários aos Terceiros proprietários de terra, nos termos do artigo 52 da Lei n.º 9.478/97. Participações pagamentos a serem realizados pelos concessionários de Governamentais exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos termos dos artigos 45 a 51 da Lei n.º 9.478, de 1997. Incluem bônus de assinaturas, royalties, participações especiais e pagamentos pela ocupação ou retenção de área. Peneiras Moleculares material utilizado na desidratação e tratamento do gás natural, são alumino-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, de estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro (1Å = 1 E-10 m ou 1 E-1 nm), sendo que esta dimensão determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações em processamento de gás natural é o sódio (Na[AlSiO 4]H2O) conhecido como tipo 4A Petróleo todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, exemplos: óleo cru e condensado. Petróleo Brent mistura de petróleos produzidos no mar do Norte, oriundos dos sistemas petrolíferos Brent e Ninian, com grau API de 39,4 (trinta e nove inteiros e quatro décimos) e teor de enxofre de 0,34% (trinta e quatro centésimos por cento). PIS/COFINS Programa de Integração Social e Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social. Contribuição recolhida pelas refinarias relativas às operações de vendas feitas às distribuidoras. Plano de Avaliação de documento preparado pelo Concessionário, contendo o programa Descobertas de Petróleo de trabalho e respectivo investimento necessários à avaliação de e/ou Gás Natural uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da concessão. A avaliação de uma descoberta tem como objetivo verificar sua comercialidade, principalmente a partir da quantificação dos volumes existentes e/ou recuperáveis e da definição das características de produção dos reservatórios perfurados, de forma que o Concessionário possa definir seu interesse no desenvolvimento de acumulação (vide Regulamento Técnico aprovado pela Portaria ANP nº 259/00). Plano de documento preparado pelo Concessionário contendo o programa Desenvolvimento de trabalho e respectivo investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da Concessão, nos termos do Contrato de Concessão (vide Portaria ANP nº 123/00). Platt’s Crude Oil publicação diária de cotações de tipos de petróleo, adotada como Marketwire padrão no mercado internacional, para a formação de preços de cargas de petróleo. Platt’s European publicação diária de cotações de produtos derivados de petróleo,

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Marketscan Poço

Poço Produtor Preço de Faturamento Preço de Realização

Preço de Referência do Gás Natural

adotada como padrão no mercado internacional, para a formação de preços de cargas de derivados. (1) orifício perfurado no solo, através do qual se obtém ou se intenciona obter petróleo ou gás natural; (2) orifício perfurado no solo para a introdução de uma camada subterrânea de água ou gás sob pressão. poço que produz petróleo ou gás natural. é o preço de venda dos derivados, cobrado pelas refinarias às distribuidoras, incluindo PIS/COFINS e PPE e excluindo ICMS e frete. representa a receita unitária líquida da refinaria com a venda no mercado interno dos derivados básicos produzidos e importados (exceto QAV, nafta e óleo combustível), cujos preços seguem uma fórmula paramétricas que os mantêm alinhados com os valores vigentes no mercado internacional, de acordo com a sistemática introduzida pela Portaria Interministerial nº 3/98, atualizados pela Portaria MME/MF nº 404/99. o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao gás natural produzido durante o referido mês, em cada campo de uma área de concessão, em reais por mil metros cúbicos, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos preços de venda do gás natural, livres dos tributos incidentes sobre a venda, acordados nos contratos de fornecimento celebrados entre o concessionário e os compradores do gás natural produzido na área de concessão, deduzidas as tarifas relativas ao transporte do gás natural até o ponto de entrega aos compradores . Na inexistência de contratos de venda do gás natural produzido na área de concessão, na ausência da apresentação, pelo concessionário, de todas as informações requeridas pela ANP para a fixação do preço de referência do gás natural, ou quando os preços de venda ou às tarifas de transporte informados não refletirem as condições normais do mercado nacional, a ANP fixará o preço de referência para o gás natural segundo seus próprios critérios (vide Portaria ANP nº 45/00).

Preço de Referência do Petróleo

o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, ou ao Preço Mínimo (q.v.) estabelecido pela ANP, aplicando-se que for maior. Caso o concessionário não apresente as informações necessárias à fixação do preço mínimo, a ANP fixará o preço de referência do petróleo segundo seus próprios critérios (vide Portaria ANP nº 206/00). Preço Médio (do Petróleo média ponderada dos preços de venda do petróleo ou gás natural ou Gás Natural, para fins produzido em cada campo, praticados pelo concessionário de cálculo de royalties) durante o mês de referência. Os preços médios do petróleo e do

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------gás natural poderão vir a ser os preços de referência, conforme previstos nos artigos 7º e 8º do Decreto nº 2.705/98. Vide Preço de Referência do Petróleo e Preço de Referência dos Gás Natural. Preço Mínimo é o preço mínimo do petróleo, fixado pela ANP com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de petróleo similares cotados no mercado internacional, nos termos dos artigo 7º do Decreto n.º 2.705/98. O Preço Mínimo pode vir a ser o Preço de Referência do Petróleo (q.v.), adotado para fins de cálculo das participações governamentais, quando for maior do que o Preço Médio (q.v.). Processamento de Gás conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, Natural (ou Tratamento) distribuição e utilização Produção conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo de sua movimentação, nos termos definidos no inciso XVI do art. 6º da Lei n.º 9.478/97, ou, ainda, volume de petróleo ou gás natural extraído durante a produção, conforme se depreenda do texto, em cada caso. Programa Anual de programa em que se discriminam as previsões de: (i)produção e Produção movimentação de petróleo, gás natural, água e outros fluídos e resíduos oriundos do processo de produção de cada campo; (ii) queimas e perdas de gás natural; e (iii) injeção de fluídos especiais. Programa Anual de Trabalho Propano

Propano Especial Propeno

QAV Querosene

Querosene de Aviação (QAV) Querosene Iluminante

conjunto de atividades a serem realizadas pelo Concessionário, no decorrer de um ano civil. hidrocarboneto saturado com três átomos de carbono e oito de hidrogênio (C3H8). É gasoso, incolor e possui cheiro característico. Compõe o GLP. Empregado como combustível doméstico e como iluminante. mistura de hidrocarbonetos contendo no mínimo 90% de propano por volume e no máximo 5% de propeno por volume. hidrocarboneto insaturado com três átomos de carbono e seis de hidrogênio (C3H6), encontrado no estado gasoso e incolor, obtido do craqueamento de hidrocarbonetos, normalmente nafta. Serve de matéria-prima para a produção de polipropileno. Q vide Querosene de Aviação. fração seguinte à gasolina e anterior ao diesel na destilação do petróleo, em que predominam compostos parafínicos destilados na faixa de 150 a 300ºC. Suas utilizações incluem: combustível para aviões (vide Querosene de Aviação), aquecimento doméstico. iluminação (vide Querosene Iluminante), solvente e inseticídas. combustível para turbina de aviões e helicópteros. utilizado, em geral, como combustível de lamparinas.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------R Reclassificação de Poço processo de conferir ao poço os atributos que definem os resultados obtidos com a sua perfuração, de acordo com o disposto na Portaria ANP n.º 76/00. Refrigeração simples processo industrial utilizado em UPGN`s, consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a recuperação de hidrocarbonetos líquidos pela condensação do propano e mais pesados. Reinjeção retorno de gás não comercializado ou água à formação produtora de origem. Reservas recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data. Reservas Desenvolvidas reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas através de poços existentes e quando todos os equipamentos necessários à produção já se encontram instalados. Reservas Possíveis reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas prováveis. Reservas Provadas reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações petrolífera e tributária brasileiras. Reservas Prováveis reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas. Reservas Totais soma das reservas provadas, prováveis e possíveis. Reservatório configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás natural, associados ou não. Rodada de Licitações são assim chamadas as diversas licitações de âmbito internacional, até agora em número de três, efetuadas pela ANP, e destinadas à outorga, aos respectivos licitantes vencedores, de concessões para exploração e produção de petróleo e gás natural. Rodada Zero

designa a assinatura, entre a ANP e a Petrobras, nos termos do artigo 34 da Lei do Petróleo, na data de 06 de agosto de 1998, de 397 contratos de concessão de blocos que já se encontravam em fase de exploração, desenvolvimento ou produção pela estatal, na data da promulgação da Lei do Petróleo.

Royalties

compensações financeiras pagas pelos concessionários, cujos contratos estão na etapa de produção de petróleo ou gás natural,

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------incluindo-se também os contratos que estão na fase de exploração realizando testes de longa duração, distribuídas entre Estados, Municípios, Comando da Marinha e Ministério de Ciência e Tecnologia, nos termos dos artigos 47 a 49 da Lei nº 9.478/97 e do Decreto nº 2.705/98.

S material utilizado na desidratação e tratamento do gás natural, é basicamente composta por dióxido de silício (SiO 2). A sílica gel é um composto essencialmente inerte não sendo afetada pelos Sílica gel gases ácidos porventura presentes no gás natural. Antes da descoberta do glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado para especificar o teor de água do gás desidratado para transporte, Spot vide Cotação Spot. T Tanque (de reservatório especialmente construído para acumulação de Armazenamento) petróleo ou seus derivados. tep sigla de “tonelada equivalente de petróleo”. Unidade de medida de energia equivalente, por convenção, a 10.000 Mcal. Terminal conjunto de instalações utilizadas para o recebimento, expedição e armazenagem de produtos da indústria do petróleo. Pode ser classificado como marítimo, fluvial, lacustre ou terrestre. Teste de Longa Duração testes de poços, realizados durante a fase de exploração, com a finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para conhecimento dos reservatórios, com tempo total de fluxo superior a 72 horas. Transferência movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse específico e exclusivo do proprietário ou explorador das facilidades. Transportador pessoa jurídica operadora das Instalações de Transporte. Transporte movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral. Transvasamento qualquer operação de carga e descarga do GNL entre recipientes e veículos transportadores, podendo ser realizada nas unidades de liquefação, nas distribuidoras ou nas unidades consumidoras finais. Tratamento de Gás conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, Natural (ou distribuição e utilização Processamento) U UFL vide Unidade de Fracionamento de Líquidos de Gás Natural. UGN vide Unidade de Processamento de Gás Natural. Unidade de Compressão conjunto de instalações fixas que comprimem o gás natural, e Distribuição de GNC disponibilizando-o para a distribuição através de veículos transportadores.

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-----------------------------------------------------------------------------------------------------Unidade de Compressão conjunto de instalações fixas que comprimem o gás natural, e Distribuição de GNC disponibilizando-o para a distribuição através de veículos transportadores. Unidade de instalação industrial que objetiva separar o LGN obtido na URL Fracionamento de Líquidos e Gás Natural em correntes contendo etano, propano, GLP e C5+. (UFL) Unidade de instalação industrial que objetiva separar as frações leves Processamento de existentes no condensado do gás natural produzido nos dutos que Condensado de Gás transportam o gás do mar para a terra, ou nas URGNs. Estas Natural (UPCGN) instalações são compostas de Unidades de Fracionamento de Líquidos de Gás natural (UFL), gerando propano, butano, GLP e C5+. Unidade de instalação industrial que objetiva realizar a separação das frações Processamento de Gás pesadas (propano e mais pesados), existentes no gás natural, do Natural (UPGN) metano e do etano, gerando GLP , gás processado e gasolina natural (C5+). Unidade de Recuperação instalação industrial que objetiva separar o metano e o etano das de Gás Natural (URGN) frações mais pesadas, contendo C3+ na forma de líquido (LGN). Unidade de Recuperação instalação industrial que visa separar o metano das frações mais de Líquidos e Gás pesadas, contendo C2+ na forma de líquido (LGN). Natural (URL) UPCGN vide Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural. UPGN vide Unidade de Processamento de Gás Natural. URGN vide Unidade de Recuperação de Gás Natural. URL vide Unidade de Recuperação de Líquidos de Gás Natural. V W West Texas Intermediate petróleo com grau API entre 38º e 40º e aproximadamente 0,3% (WTI) de enxofre, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço dos barris entregues em Cushing, Oklahoma, nos EUA. WTI vide West Texas Intermediate. X Xisto xisto betuminoso é uma rocha sedimentar, normalmente argilosa, muito rica em matéria orgânica (querogênio). Quando submetido a temperaturas elevadas, o xisto betuminoso libera óleo, água e gás, e deixa um resíduo sólido contendo carbono.

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Processamento de gás natural

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