Petrogás, petroleo e gases, seus riscos e perigos, Notas de estudo de Administração Empresarial

Baixe Petrogás, petroleo e gases, seus riscos e perigos e outras Notas de estudo em PDF para Administração Empresarial, somente na Docsity! ESCOLA TÉCNICA FEDERAL DE SERGIPE CURSO TÉCNICO DE SEGURANÇA NO TRABALHO PETRÓLEO E GASES: SEUS RISCOS E PERIGOS APRESENTAÇÃO 1 PROFESSOR: HERMINIO GOMES DA SILVA FILHO No mundo de hoje não há como negar a dependência dos seres humanos a milhares de produtos químicos utilizados na agricultura, na industria, na medicina, nos lares, enfim, onde houver a presença do homem, sempre ao seu redor estará algum produto derivado do petróleo. Ao lado dos inúmeros benefícios trazidos por esses produtos temos o crescente problema da poluição, que compromete a qualidade do ar, da água e dos alimentos, trazendo constantes desequilíbrio em nosso eco sistema. Ao lado desses riscos químicos existem outros riscos, quando da transformação das matérias primas, dentro das fábricas, durante o processamento, que, por uma causa qualquer, como um descontrole operacional, vazamentos, falha mecânica, etc.:, venha provocar perdas substanciais como problemas toxicológicos nos indivíduos, incêndios, explosões, poluição, ou qualquer outra emergência, significando perdas de equipamentos e vidas humanas, muitas das vezes, em forma de tragédias. A industria do petróleo caracteriza-se pela multiplicidade de exposições potenciais a diversos agentes físicos, químicos, biológicos, mecânicos, ergonômicos, etc.:. Mas, nesse trabalho, não iremos nos deter aos aspectos toxicológicos, haja vista que, é assunto específico da ciência Toxicologia. Iremos abordar de maneira genérica os aspectos práticos da convivência de um Técnico de Segurança no trabalho na área específica, de uma indústria de petróleo, convivendo com o petróleo e seus derivados, principalmente o óleo e os gases. Serão informações de um profissional que passou sua vida laboral, em contato permanente com esses riscos. ÍNDICE 1. -APRESENTAÇÃO 2.- HISTÓRICO: a) O petróleo no mundo 2 decisivo para a industria petrolífera. A revolução industrial que dominava os países mais avançados da época apontava um caminho brilhante para o petróleo. Em 1900, a produção mundial ultrapassava os 400 mil barris/dia ( barril = 159 litros), sendo os maiores produtores nessa época a Rússia (206 mil barris/dia) e os Estados Unidos (173 mil barris/dia). As estatísticas do inicio do Séc. apresentam ainda como produtores, entre outros, a Polônia (6.410 barris/dia), a Rumânia ( 4.920 barris / dia ), o Japão (2.380 barris/ dia) e o Canadá ( 1.940 barris / dia ). De 1859 até o fim da I Guerra Mundial (1918 / 19) , dezenas de países se lançaram na busca do petróleo, induzidos sobretudo pela escassez dos óleos de origem animal e vegetal. Assim é que logo nas primeiras décadas deste século surgem como produtores expressivos o México e a Venezuela, nas Américas, e a Alemanha e a França, na Europa. A I Guerra, lançando os primeiros veículos motorizados, apressou ainda mais a corrida para o petróleo. Registra-se, em conseqüência, uma evidente melhoria nos processos de extração e pesquisa. Um dos mais importantes inventos desse período foi o equipamento giratório que caracteriza até hoje as perfurações, permitindo maior velocidade aos trabalhos. Conseguiu-se alcançar profundidades mais significativas, ficando definitivamente aposentado o sistema empírico de perfuração. Mas a despeito de tais progressos, alguns poços eram ainda perfurados aleatoriamente pelos chamados “adivinhadores” que se baseavam apenas na intuição. Embora o carvão mineral fosse muito utilizado em 1920, o petróleo tinha vencido o seu grande teste no primeiro conflito mundial. Desse ano em diante, os transportes terrestres, marítimos e aéreos passaram a consumir quantidades maiores do novo combustível. Era necessário encontrar mais petróleo. O aprimoramento das técnicas encontrou na geologia e na geofísica duas ciências que iriam revolucionar a pesquisa petrolífera. Foram criadas teorias a partir das quais seria mais fácil achar o ouro negro. O aparecimento da petroquímica em 1930, com a promessa de que milhares de coisas poderiam ser feitas tendo como base o petróleo , gerou euforia entre os produtores. A indústria de refino teve impulso sem precedentes, passando a garantir o abastecimento de milhares de veículos e o funcionamento dos parques industriais. A gasolina tornou-se o principal derivado , enquanto as entradas se multiplicavam exigindo mais asfalto. O mundo ingressara na era do petróleo , fato de uma vez por todas comprovado com a eclosão da II Guerra Mundial (1939/45). O petróleo alimentou os aviões e os carros blindados e assegurou a sobrevivência das nações em luta. De 1944 a 1973, as nações consolidaram sua grandeza no desenvolvimento e no conforto proporcionado pelo petróleo, ao mesmo tempo em que eram feitas gigantescas descobertas adicionais, notadamente no Oriente Médio , Norte da África; México e Venezuela . Esses períodos, como os anteriores , caracterizou-se pelo petróleo barato . Dezenas de paises , como não podia deixar de ser, estruturaram suas economias no convidativo preço do petróleo. Os grandes consórcios internacionais, principalmente os norte-americanos, ingleses e holandeses, haviam-se fixado nas regiões de maior produção para explorar, sob regime de concessões ou de contratos bastante elásticos, as imensas jazidas petrolíferas, principalmente naqueles paises grandes produtores de petróleo. A situação era absolutamente tranqüila até a década de 50, quando começou a fermentar entre os paises produtores o sentimento nacionalista que culminaria no cancelamento gradativo das concessões e na criação das empresas estatais. O aparecimento da Organização dos Paises Exportadores de Petróleo ( OPEP ), em 1960, foi a primeira manifestação concreta desse movimento. Até 1973, a maioria dos integrantes da OPEP conservou-se eqüidistante dos problemas políticos, mantendo orientação que praticamente estava em sintonia com os interesses do Ocidente. A partir do conflito Árabe-Israelense o comportamento de alguns membros desse organismo adquiriu influência mais aguda. A verdade é que o preço do barril, de pouco mais de 1 dólar e 50 centavos, em 1972, passou para mais de 30 dólares no início de 1980. Em resumo, o petróleo deixou de ser um produto barato. Praticamente, desde essa década até hoje, o preço tem oscilado ao sabor das políticas dos grandes produtores, principalmente quando se acentuam os conflitos dos países do Oriente Médio ( conflito Israel-Árabe ), como recentemente tem acontecido. E hoje, com o mundo globalizado todos sofrem . 5 Os programas governamentais dos países dependentes perseguem o aumento na sua produção, fazendo racionamentos e mantendo sua política de preços mais competitivos, com melhor aproveitamento dos combustíveis. Além disso, se perseguem novas alternativas energéticas, embora se saiba que pelo menos nos próximos 30 anos o petróleo terá ainda forte participação no progresso da humanidade. Para os estudiosos, mesmo considerando-se o esgotamento das atuais jazidas, sempre haverá novos campos petrolíferos. Pode-se dizer que todos os paises dependentes do petróleo empenham-se em encontrar um sucedâneo. Esse período de transição está levando os paises consumidores a uma economia cada vez maior de petróleo. Predomina, então, a preocupação de se conseguir o melhor rendimento possível, aumentando seu desempenho energético, melhorando tecnicamente o aproveitamento das máquinas e equipamentos. Tirar o máximo proveito é atualmente uma das metas básicas de todos os consumidores, Essa política conservacionista tem proporcionado ao mundo uma economia de milhões de barris de petróleo. No Brasil, a Petrobrás e muitas outras entidades, têm se preocupado muito, melhorando cada vez mais suas estratégias, com envolvimento dos seus técnicos em programas de conservação de energia; Enquanto existir petróleo queimando nas caldeiras ou impulsionando outras máquinas, haverá sempre perspectivas de melhores desempenhos. E com a evolução da tecnologia, temos a certeza de que chegaremos a resultados nunca antes imaginados. O PETRÓLEO NO BRASIL Em meados do século passado surgiram no Brasil Imperial os primeiros pedidos de concessão para a pesquisa de minerais oleíferos destinados á iluminação. Coube a Jose de Barros Pimentel inaugurar essa fase de exploração, em 1858, um ano antes da descoberta de petróleo por Drake, nos EUA. Barros Pimentel tinha conseguido permissão para explorar xisto betuminoso e carvão mineral ás margens do rio Maraú, na Bahia. A primeira concessão especificamente sobre petróleo só ocorreu em 1864, beneficiando o inglês Thomas Denny Sargent. Segundo o Decreto Imperial, Sargent deveria pesquisar turfa (espécie de carvão mineral), “ petróleo” e outros minerais, nas localidade de Ilhéus e Camamu, também na Bahia. Os exploradores da época, sem outros meios de conhecimento, eram atraídos para aquelas regiões onde havia indícios superficiais de minerais oleosos. Mas esses vestígios eram raros, o que iria dificultar a expansão 6 petrolífera no Brasil. Em Taubaté, devido aos indícios superficiais, chegou-se a um momento brilhante como resultado da lavra de xisto betuminoso. Graças ao processo desenvolvido por uma companhia inglesa, a cidade inaugurou no dia 7 de setembro de 1882 um sistema de iluminação pública a gás, mais tarde abandonado. Numerosas concessões marcam, sem êxito, o primeiro estágio na busca de petróleo no Brasil. Ficou porém a semente do esforço pioneiro que mais tarde abriria perspectivas mais amplas para a perfuração de poços em condições técnicas mais avançadas. No fim do século passado algumas perfurações tinham chegado a mais de 400 metros de profundidade. A primeira delas foi em Bofete, São Paulo. O poço foi a 488 metros e encontrou petróleo. Foram recolhidos 388 litros ( dois barris), mas verificou-se que o poço era sub comercial e havia mais água do que petróleo. Á medida que aumentava o interesse pela descoberta de petróleo e outros combustíveis minerais(carvão, xisto), o governo ia-se munindo de legislação apropriada e de organismos que melhor pudessem acompanhar a nascente atividade. A primeira Repartição Oficial foi o Servi’vo Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB), vinculado ao então Ministério da Agricultura Industria e Comércio. O SGMB perfurou seu primeiro poço na região de Marechal Mallet, no Paraná. Dezenas de outras perfurações foram realizadas pelo órgão oficial, inclusive a que marou a primeira sondagem na Amazônia, precisamente em Itaituba, no Pará, em 1925. Nesse poço, foram encontrados indícios de óleo e gás, o que valeu grande contribuição para os estudos da geologia do baixo Amazonas. Itaiatuba teve o privilegio de iluminar suas ruas com o gás de petróleo, embora por um período muito curto. Em 1933, a pesquisa do petróleo passou a ser orientada pelo Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), igualmente ligado ao Ministério da Agricultura. Nessa época, como desde o tempo do Império, qualquer pessoa podia procurar petróleo, inclusive estrangeiros. Mas a iniciativa privada ebarrava nas dificuldades geológicas e nos grandes investimentos sem retorno. Desse modo, as pesquisas iam se concentrando nos organismos oficiais. Foi no tempo do DNPM que jorrou petróleo pela primeira vez no Brasil. Precisamente no dia 21 de janeiro de 1939, na localidade de Lobato, a 30 quilometros de Salvador. Um ano antes, o Governo Getúlio Vargas, pela Lei 366, proibira a atividade de estrangeiros na pesquisa. O poço de Lobato foi considerado sub comercial, mas historicamente coube a ele a descoberta do recôncavo baiano e o inicio da moderna industria de petróleo no Brasil. Em 1938, o Decreto-Lei 395 criou, em substituição ao DNPM, o Conselho Nacional do Petróleo (CNP). A finalidade principal do órgão era a de supervisionar o abastecimento , cuidar da política de preços, do armazenamento e transporte do petróleo. O Decreto estabelecia que o CNP poderia explorar diretamente as jazidas com o auxilio de um órgão especifico. Rezava o artigo 13 : “O CNP realizará, por intermédio de um órgão técnico que for criado, os trabalhos de pesquisa de petróleo e gases naturais, bem como, quando julgar conveniente, processar a lavra e industrialização dos respectivos produtos”. Recebendo o patrimônio do DNPM, o CNP concentrou seus trabalhos no Recôncavo baiano, modernizou equipamentos, contratou empresas estrangeiras para os serviços de perfuração e de treinamento do pessoal brasileiro. De 1939 a 1953 estiveram sob sua responsabilidade 52 perfurações, das quais 32 foram 7 típicos de compostos aromáticos, até o fortemente desagradável aroma produzido pelos compostos sulfurosos. Apesar dessas diferenças em suas características físicas, sua composição centesimal varia muito pouco. Esta aparente contradição é explicada através de sua composição química, pois o óleo cru é composto por series de hidrocarbonetos HIDROCARBONETOS. SÉRIES PRINCIPAIS. A parte da Química Geral que estuda os hidrocarbonetos é denominada de Química Orgânica - tendo em vista que esses compostos são geralmente encontrados nos organismos vivos. Os hidrocarbonetos ( carbono + hidrogênio ) , constituintes da mistura complexa denominada petróleo – são grupados em séries – objetivando facilitar o seu estudo. Assim, podemos ter SÉRIE FÓRMULA GERAL 1 - Parafínica Cn H 2n + 2 2 - Oleofínica Cn H 2n 3 - Acetilênica Cn H2 n - 2 4 - Naftênica Cn H2 n 5 - Aromática Cn H2 n - 6 1- Série parafinica : Cn H2n + 2 Característica: Os átomos de carbono estão dispostos em cadeias ( ligações ) abertas O 1o. elemento da série é o METANO - CH4 H I H -- C -- H I H Segue-se o ETANO: C2 H6 H H I I H -- C ---- C -- H I I H H Os demais membros da série, de acordo com o número de átomos de CARBONO que apresentam, recebem as denominações: PROPANO – 3 átomos de carbono = C3 H8 BUTANO - 4 átomos de carbono = C4 H10 PENTANO – 5 átomos de carbono = C5 H12 10 HEXANO - 6 átomos de carbono = C6 H14 HEPTANO - 7 átomos de carbono = C7 H16 OCTANO - 8 átomos de carbono = C8 H18 .............. e assim por diante. Com relação á nomenclatura dos hidrocarbonetos desta série, observamos o seguinte: A ) O número de átomos de carbono comanda a série B) A terminação “ANO “ a identifica. TETRAVALÊNCIA : Propriedade que o átomo de carbono tem de se ligar a 4 outros átomos. No caso particular dos hidrocarbonetos a união é feita com 4 átomos de hidrogênio. H I Ex:. Metano CH4 H -- C – H I H 2 – Série Oleofínica = Cn H2n Característica: Possui uma ligação dupla entre os átomos de CARBONO. O primeiro membro da série é o ETILENO: C2 H4 H H I I C = C I I H H Embora o arranjamento dos átomos seja diferente daquele encontrado na série parafinica, continua prevalecendo a propriedade da tetravalência, isto é, os átomos de carbono ainda possuem 4 ligações. Os demais elementos da série recebem o nome de PROPILENO, BUTILENO, etc.: 3 – Série Acetilênica: Cn H2n – 2 Característica: Possui uma ligação tripla entre os átomos de CARBONO O primeiro membro da série é o ETINO, mais conhecido como ACETILENO - C2 H2 H – C = C -- H 4 – Série Naftênica: Cn H2n Característica : São hidrocarbonetos saturados com estrutura em cadeia formando anéis; São denominados ciclo – parafinicos O primeiro membro da série é o CICLO – PROPANO : C3 H6 C H 2 11 C H 2 C H 2 5 – Série Aromática: Cn H2n –6 Característica: Os hidrocarbonetos desta série possuem cadeias fechadas. Têm ligações simples , duplas, alternadas São denominados CICLICOS e podem ser derivados do BENZENO, um de seus membros principais. H Ex.: METIL – BENZENO ( C6 H6) e ou TOLUENO C7 H8 I C H – C C – H H - C C – H C I H CLASSIFICAÇÃO E DERIVADOS: Os petróleos apresentam grande variação e complexidade nos arranjos moleculares. Qualquer óleo pode possuir várias das diversas séries de hidrocarbonetos além de impurezas diversas. Uma análise química precisa oferece uma certa dificuldade, sendo analogamente difícil uma classificação dos petróleos baseados na sua composição. Por esta razão foi adotado um critério de classificação tendo em vista a natureza do resíduo deixado quando completamente destilado. CLASSIFICAÇÃO Temos assim: 1 – Petróleos de base PARAFINICA 2 - Petróleos de base ASFÁLTICA 3 - Petróleos de base MISTA 1 – Petróleos de base PARAFÍNICAS – Apresentam, após a destilação, um depósito de cera clara, constituído principalmente de hidrocarbonetos da série parafinica, não sendo atacado facilmente por ácidos, éter, clorofórmio, bi-sulfeto de carbono ou outros solventes nos quais os hidrocarbonetos são solúveis. 12 7 – A composição química do petróleo pode variar até mesmo de poço para poço pertencentes ao mesmo campo produtor. OCORRÊNCIAS São bastante amplas e desiguais as ocorrências do petróleo. Em algumas rochas ele existe em quantidades muito pequenas, enquanto em outras podemos encontrar acumulações de bilhões e bilhões de barris, como é o caso dos grandes países produtores do Oriente Médio. Petróleo ocorre em todos os continentes do mundo, alguns mais ricos que outros. Todos os sistemas geológicos desde a era geológica denominada pré-cambiano até a recente, apresentam ocorrências de óleo ainda que alguns sistemas sejam notavelmente abundantes que outros. Sob o ponto de vista da industria do petróleo as ocorrências de campos sub superficiais de grandes reservas. Podemos classificar os diversos depósitos petrolíferos mundiais sob os seguintes aspectos: a) Quanto ao modo de ocorrência. b) Quanto á localização geográfica. c) Quanto á idade geológica do reservatório a) Quanto ao modo de ocorrências – Podem ser superficiais e sub superficiais. O petróleo depois de formado migra da rocha matriz para a rocha reservatório por efeito de forças naturais como pressão de gases e das águas, gravidade, compactação dos sedimentos e capilaridade. Se a rocha para onde migrou o petróleo for isolada das demais, dar-se-á acumulação. Em caso contrário, o óleo continuará migrando até ser retido por uma camada impermeabilizante. Se nenhuma capa isolante for encontrada no caminho, o petróleo poderá alcançar a superfície e exsudar; Também pode ocorrer que a capa impermeável da rocha reservatório seja fraturada 15 ou fendilhada, e nesse caso, o petróleo preso sob pressão extravasa-se pela fratura e alcança a superfície, acumulando-se em depressões ou ao longo dos planos da falha. Na superfície, em contato com a atmosfera, ao mesmo tempo que evapora os constituintes leves, sofre oxidação, depositando nas fraturas um resíduo de asfalto ou parafina, que sendo pouco permeável reduz o escape do petróleo, ( essa é a formação do betume, resultante da contínua evaporação das frações leves do óleo que exsuda e se oxida). Do exposto, conclui-se que as acumulações sub superficiais são em rochas porosas (arenitos, siltitos), rochas fraturadas ou fendilhadas ( arenitos, siltitos, folhelos) e rochas cavernosas (calcáreas). As rochas isolantes , impermeáveis, são os folhelos. b) Quanto á localização geográfica: Os depósitos petrolíferos estão desigualmente distribuídos através do mundo. Em algumas regiões somente pequenas reservas têm sido encontradas, embora esta aparência escassa possa ser devida somente á falta de exploração e perfuração, visto que, algumas regiões possuem grandes volumes de sedimentos não testados que deveriam ser considerados potencialmente favoráveis á acumulação do petróleo. Algumas regiões, por outro lado, são excepcionalmente ricas. As duas mais importantes, que são chamadas como “o eixo do petróleo “ou “pólo – petróleo”, estão em lados opostos da terra são: Região do Oriente Médio e Região do Golfo do México, Caribe. No Oriente Médio: Irã, Iraque, Arábia Saudita, Kwait e o trans – Cáucaso. Região do Golfo do México: Costa do Golfo dos EUA, cidade do México, Colômbia, Venezuela, Bolívia (gás) e Trinidad c) Quanto á idade geológica da rocha reservatório: Evidências disponíveis indicam que rochas de certa idade geológicas são mais ricas em petróleo que as outras. As bacias marinhas do período terciário são responsáveis por grande parte até então produzido e as reservas acumuladas nessas rochas são estimadas em grandes percentagens. A formação do período cretáceo vêm em segundo lugar, seguida dos períodos jurássico e triássico. As formações da era paleozóica têm a seu credito a menor percentagem PROPRIEDADES FÍSICAS Algumas propriedades físicas gerais são utilizadas para identificação dos petróleos. Dentre elas estudaremos as mais importantes de cuja noção dependem grandemente o seu conhecimento. São elas: 1) Densidade 2) Peso Específico 3) º Grau API 4) Viscosidade 1)Densidade No sentido prático, costuma-se classifica-los em leve, médio e pesado. Porém, baseado nos conceitos da física, podemos estudar a densidade sob dois aspectos: 16 a) Densidade absoluta b) Densidade relativa Conforme a densidade, podemos classificar o petróleo em leve, médio ou pesado a) Densidade Absoluta: é a relação existente entre a massa e o volume ocupado d. Massa Absoluta = Volume É um conceito oriundo da FISICA PURA, e que não leva em consideração a atração gravitacional terrestre. b) Densidade relativa: Considerando a noção de peso ( massa x aceleração) – é de mais importância por ser a mais utilizada na vida prática. Ela pode ser definida sob vários aspectos, embora, conceitualmente, as definições traduzam o mesmo objetivo, portanto, atitulo de ilustração, podemos dizer que: Densidade Relativa- de um corpo: é a relação entre o peso desse corpo e o peso de igual volume de água. Como vemos, a relação entre dois pesos, a densidade relativa é um número adimensional, sem unidade específica, sem dimensão. Objetivando caracterizar o perfeito entendimento de densidade relativa poderemos defini-la sob outro aspecto: Densidade relativa – é o número de vezes em que determinado corpo é mais ou menos pesado do que igual volume de água. Vemos então, que a água é tomada como padrão para medida das densidades. Isso se deve a estudo antigo, aceito mundialmente ( principio de Arquimedes ); Baseado em estudo, foi estabelecido que a água teria como densidade o valor unitário (1), adimensional pela própria definição. Estabeleceu-se que liquido ou sólido que possuir densidade superior que a da água é 17 Se tentarmos esta determinação, menores que a ESCALA API só tem sentido quando aplicada a substancias com densidades menores do que a da água. A escala de densidades API só é usada para os líquidos, e, mesmo assim, para aquelas densidades menores do que a água. O emprego do ºAPI é particularmente destinado aos óleos. Comercialmente, um óleo que possuir ºAPI maior do que outro, indica uma menor densidade relativa, isto equivale dizer, mais rico em componentes mais voláteis e MAIS CARO. 4. – Viscosidade É’ outra importante propriedade dos óleos, devendo-se observar que a viscosidade varia inversamente com a temperatura. As moléculas se movimentam com maior fluidez quando a viscosidade é menor. É em razão disso que quanto menos viscoso for o produto mais facilmente ele será atomizado, terá um maior poder de penetração e conseqüentemente, maior fluidez. EXTRAÇÃO A extração de petróleo de uma jazida induz realmente à idéia de um resgate, de uma recuperação, uma vez que parte do petróleo deverá ficar eternamente no subsolo. Quando a extração se realiza, usando-se a energia do próprio reservatório, sem estímulos artificiais, diz-se que é uma recuperação primária. O óleo pode vir à superfície espontaneamente, sendo exemplos típicos de poços surgentes. Quando porém são usados métodos artificiais para produzir mais petróleo, o observador está diante de uma recuperação secundária. Embora alguns engenheiros discordem da expressão recuperação terciária, por entenderem que a secundária tem significado bastante amplo, muitos técnicos a usam para definir os métodos mais avançados. As principais técnicas de recuperação secundária consistem em injetar água, gás natural, vapor, álcool ou ainda misturas especiais com o fim de estimular a saída do petróleo. Tais substâncias ocupando os vazios dos reservatórios acabam empurrando o óleo para o poço. Os diversos tipos de recuperação variam com a natureza do petróleo. Para os petróleos muito densos desenvolveu-se um método baseado na combustão interna, chamada de combustão in situ. Com o auxílio de um ignidor, os especialistas provocam uma espécie de incêndio controlado nas profundezas do reservatório, conseguindo assim maior fluidez do petróleo. No Brasil, a Petrobrás já emprega todos os processos de recuperação secundária, principalmente nos campos do Recôncavo Baiano, onde há campos com mais de 50 anos, e na bacia terrestre de Sergipe. EXPLORAÇÃO Antes de se perfurar, estabelece-se a localização exata das reservas. Em levantamentos gravimétricos e magnéticos, pequenas variações na força de gravidade ou no campo magnético da terra indicam o tipo de rocha da área ; Levantamentos sísmicos usam ondas de choque criadas por pequenas explosões. Essas ondas são refletidas pelas várias camadas da rocha sob o solo e medidas na superfície. Análises feitas por computador permite desenhar um corte transversal das rochas subterrâneas. Quando uma provável reserva é identificada, faz-se uma perfuração exploratória. 20 DESENVOLVIMENTO No plano de desenvolvimento dos campos petrolíferos uma das preocupações fundamentais é dimensionar as reservas, que podem ser vistas sob três aspectos: Reservas provadas – a quantidade de petróleo conhecida com razoável certeza e que pode ser extraída pelos processos comuns de recuperação. Reservas prováveis – as quantidades de petróleo existentes nas reservas provadas acrescidas das que provavelmente existem em campos circunvizinhos, considerando-se os processos de recuperação secundária. Reservas possíveis – A soma das reservas provadas e das reservas prováveis acrescida de petróleo que possivelmente exista na periferia, levando-se em conta a possibilidade de se descobrir processos mais avançados de recuperaç1ao secundária. Na reavaliação constante das reservas, os técnicos contabilizam sempre o volume de óleo que o reservatório já produziu e o fator de recuperação. Desse modo, as reservas aumentam toda vez que um novo processo de recuperação secundária eleva aquele fator. Até aqui, o que foi dito sobre perfuração tem caráter geral, comum a todos os poços. Portanto, noções mais particulares merecem ser destacadas. É o caso do poço pioneiro ou exploratório, do poço de desenvolvimento ou delimitação e do poço direcional. A função do pioneiro é de apenas descobrir petróleo e fornecer informações que devem orientar a delimitação da jazida e os futuros poços produtores ou definitivos. O poço pioneiro, como o nome está dizendo, é perfurado numa área virgem. Como não se sabe a extensão de jazida que pode ser descoberta, invariavelmente a localização desse poço não coincide com o ponto mais adequado à drenagem do óleo. Por isso, o poço pioneiro é abandonado depois de receber cimentação. Entretanto, em situações especiais, pode-se explorar um poço pioneiro. Os poços de produção ou definitivos são realizados a partir da delimitação do campo, feita pelos poços de desenvolvimento, que também podem ser abandonados. A localização de cada um deles permite que se tenha o melhor rendimento possível em função da coleta de petróleo. PERFURAÇÃO Depois da sondagem exploratória, segue-se a perfuração propriamente dita, utilizando-se de sondas que operam por ação rotativa. A rocha é perfurada pela broca, que é ligada á tubulação de perfuração, composta por seções de tubos de aço com 9 m. de comprimento cada uma. `A medida que o poço se aprofunda, são acrescentadas novas seções. A parte superior da tubulação, chamada haste 21 quadrada, devido á sua forma, encaixa-se na mesa rotativa, que é acionada por um motor que faz todo o conjunto de perfuração girar. Para concentrar o peso na broca, uma seção mais pesada de tubo, chamada colar de perfuração, é colocada imediatamente acima da broca. Os fragmentos de rocha são transportados para a superfície pelo bombeamento de lama ( fluído de perfuração) através da tubulação oca. Saindo através da broca e voltando á superfície, onde é filtrada antes de ser reciclada a lama ajuda a resfriar a broca e seu peso evita os jorros incontroláveis no caso de a broca atingir uma área onde petróleo e gás encontram-se sob alta pressão ( blow out ). As velocidades de perfuração, dependem do tipo de rocha, indo de 60 Km/h. em piçarra e areia, até 6m. / dia nas rochas mais duras. Quando a broca perde o fio ( fica cega), toda a tubulação de perfuração precisa ser removida para se trocar a broca. O processo de remoção e recolocação pode levar até 10 horas, dependendo da profundidade do poço. De modo geral, os poços são perfurados verticalmente, embora seja crescente o número de direcionais. Nas bacias terrestres, estes poços contornam obstáculos naturais (rios, pântanos, lagos, inundações). Mas às vezes , sua utilização tem por fim preservar as obras do próprio homem. Na zona produtora de Carmópolis (Sergipe), a Petrobrás executou poços direcionais para ir buscar petróleo a mais de 600 metros abaixo de igrejas, cemitérios particulares.Nas bacias marítimas, tais perfurações têm caráter econômico e por isso são mais freqüentes, Os custos caem sensivelmente quando uma plataforma, de um ponto fixo, faz perfurações cinco ou seis quilômetros adiante, evitando-se que outra plataforma seja ocupada para realizar o mesmo serviço. Os poços direcionais servem também para controlar a erupção de petróleo de poços acidentados. Colocada a uma distância segura, a sonda alcança a região produtora aliviando a pressão e sanando o problema. Numa perfuração, o acidente mais comum é a queda de ferramentas ou fragmentos de rocha no fundo do poço. A recuperação desses objetos, conhecida como pescaria, é feita com arpão magnético ou outros engenhos metálicos, especialmente desenhados para agarrar o peixe; Existem profissionais exclusivamente dedicados á essa atividade, que depende muito da habilidade desse técnico. O pior ou um dos piores acidentes que possa existir em uma perfuração é o chamado “Blow Out , tendo em vista que a pressão do óleo e gás, quase que abruptamente, vêm á tona com altas pressões, jogando toda ferramenta para fora junto com a lama do poço, havendo um descontrole que pode provocar incêndios e explosões, sendo ocasionado, via de regras, por um descontrole operacional por falha de equipamento ou por falha humana, quando uma válvula de segurança situada na base do poço, deixa de funcionar ou não é acionada a tempo (chamada válvula BOP) Plataformistas efetuam colocação de válvula Petroleiros trabalhando em perfuração nas especial. Uma operação de risco plataformas marítimas ( Offshore ) Deve-se ainda considerar que um poço seco ou sub-comercial não significa trabalho perdido. Estudando seus perfis elétricos ou analisando as formações geológicas, os técnicos podem até mesmo 22 Depois de perfurado o poço, passa-se por uma série de testes e o poço é completado para produzir. São instalados os oleodutos para transportar o petróleo até a Estação de Óleo, onde serão feitos os tratamentos, com a retirada de salinidade, separação da água e do gás. O Poço pode produzir por surgência, quando é um poço produtor que não precisa de mecanização para extrair o óleo cru, ou por meios mecânicos, como por exemplo, através de uma Unidade de Bombeio – U.B. ( conhecido Cavalo de pau) ou outros meios, sendo levados através de tubulações para uma Estação. UNIDADE S DE BOMBEIO (CAVALO DE PAU) PROCESSO INICIAL Ao sair do poço. O petróleo não vem só. Embora existam poços que só produzem gás, grande parte deles produz ao mesmo tempo gás, petróleo, água salgada. Isto comprova que o óleo se concentra no subsolo entre uma capa de gás (superior) e camadas de águas na parte inferior. Depois de eliminada a água nos tratadores, o petróleo passa pelos separadores onde se faz a separação do óleo / gás, tomando cada um o seu destino. Essa primeira parte do processo é feita em uma Estação, que pode ser Estação Coletora, de tratamento ou produção. Depois disso o petróleo é armazenado, aguardando ser transportado por dutos, navios ou outro tipo de transporte até a refinaria. Na área do mar, sobre as plataformas, funcionam os mesmos tipos de processos, enviando para a terra o produto já tratado ou pré tratado. Enquanto isso, o gás natural, antes de ser estocado passa também por processos de tratamento para que dele sejam retiradas partículas úmidas que estão na mesma faixa da gasolina. Tais partículas vão gerar a gasolina natural em instalações construídas para esse fim. O gás seco pode ser então armazenado de onde é retirado para o consumo industrial, inclusive para a petroquímica. Parte desse gás é reinjetado nos poços de petróleo para estimular a produção, através da recuperação secundária. O gás natural é o que está na jazida junto com o petróleo contido nas rochas porosas e acumulado graças ás camadas impermeáveis do terreno que o mantém sob pressão. O gás liquefeito de petróleo (GLP) é produzido durante o refino ou através de processo do gás natural em uma Unidade de Processamento de Gás natural ou UPGN. O GLP tem grande consumo doméstico como gás de cozinha e no setor de produção de aço. O Brasil, apesar de ser um grande produtor de gás natural ainda importa o produto de outros países, tendo construído o gasoduto Bolívia –Brasil que é uma das grandes fontes de incremento para o setor energético do nosso País 25 ESQUEMA BÁSICO DE SEPARAÇÃO ÓLEO/GÁS PLATAFORMAS MARÍTIMAS A extração de petróleo no mar começou no Século passado, em 1889, nos Estados Unidos. No Texas, berço do petróleo no mundo, as perfurações começaram a se estender para a água, onde se situavam os alagados. As perfurações Offshore tiveram inicio no estado de Louisiana e avançaram até o Golfo do México, em águas de até 60 metros. Entre 1950 e 1960, as plataformas já produziam em águas de até 100 metros, avançando, anos depois, para profundidades de 400 a 500 metros. Na década de 50, só se explorava a plataforma continental no Golfo do México ( México e Estados Unidos). Dez anos depois, a exploração já era realizada desde a Austrália até o Alaska. No Brasil, os trabalhos preliminares de levantamento geofísico surgiram em 1959. Em 1962, eles foram realizados desde a costa de Sergipe até o Rio de Janeiro, e serviram de base para levantamentos gravimétricos que determinaram sete locações pioneiras: Três em Alagoas, duas em Sergipe e duas no Espírito Santo. Segundo publicações oficiais, programava-se para o inicio de 1968 a operação da primeira plataforma de perfuração alto-elevável construída no Brasil, pelas empresas Mecânica Pesada e Estaleiros Mauá, a Petrobrás I. Mas o programa exploratório foi antecipado com a contratação da plataforma Vinegaroon á empresa Zapata Overseas, que perfurou o poço 1-ESS-1, no litoral do Espírito Santo, o primeiro na plataforma continental brasileira. Como os resultados não foram satisfatórios, a Vinegaroon seguiu para o litoral de Sergipe, onde iniciou o primeiro furo em frente á praia do Mosqueiro, o 1-SES-1 , a oito quilômetros da costa, abandonado por dificuldades mecânicas, após atingir 305 metros de profundidade. No dia 14 de agosto , foi iniciada a perfuração do segundo poço, o 1-SES- 1A, a 300 metros ao norte do primeiro. Quando atingiu o intervalo de 1.303 / 1.324 metros, o óleo surgiu com um volume estimado em mais de 100 barrís por hora. No dia 4 de janeiro de 1969, descobriu-se gás no 1-SES-3, a 18 quilometros da praia 26 Poço de petróleo Separação Gás/Liquido Compressão do gás Processament o Tratamento Petroquimica Postos Residencias Industria Reinjeção do Mosqueiro, em Aracaju-SE, e a dez quilômetros a leste do primeiro poço produtor de petróleo, que veio a constituir o campo de Guaricema, dando-se inicio á produção de petróleo no mar. Mais tarde, outros campos se seguiram na região, como Caioba, Camorim, Dourado e Robalo. Guaricema, o pioneiro Após a descoberta do óleo no poço 1-SES-1 A, verificou-se que sua economicidade era pouco discutivel. O preço do petróleo importado oscilava entre US$ 3,00 e US$ 3,50, os investimentos destinados á produção terrestre e os equipamentos necessários eram todos importados. Era chegado o momento da grande decisão; Ou a Companhia iniciava o desenvolvimento do campo de Guaricema ou continuava a investir somente na exploração e produção das bacias terrestres. Houve uma decisão do governo, quando o Presidente da Petrobrás, Gen. Ernesto Geisel, que depois foi Presidente da Republica, decidiu realizar a reunião do Conselho de Administração da empresa em Aracaju, onde os seus membros decidiram sobre a conveniência de desenvolver o Campo de Guaricema. Juntamente com o desenvolvimento dos campos marítimos que vieram a seguir, também em terra, era desenvolvida a estrutura para estocagem da produção, separação e tratamento do óleo e do gás que vinham das plataformas, á beira da praia de Atalaia, em Aracaju, ao lado do Terminal de Carmópolis para onde o óleo, depois de tratado, se junta ao petróleo que vem pelos dutos das áreas terrestres e é transferido para um quadro de monoboias, dentro do mar, a uma distância de quatro quilômetros mar adentro, sendo tranportado por navios petroleiros até uma refinaria para ser processado. Na década de 80, entrou em operação a Unidade de Processamento de Gás Natural-UPGN, no mesmo local, onde é produzido o G.L.P. ( Gás de cozinha ) e o gás veicular, enviando, também o gás para a refinaria da Bahia, através do gasoduto Sergipe-Bahia ( GASEB), abastecendo com gás a Fábrica de Fertilizantes Nitrogenado (FAFEN), situado na cidade de Laranjeiras-SE, a poucos quilômetros da capital e abastecendo também os Distritos Industriais de Aracaju e Estância-SE. PRINCIPAIS TIPOS DE PLATAFORMAS As primeiras plataformas começaram a ser produzidas em pequena escalas, contando, quase sempre nos inícios de campos petrolíferos, com unidades de três pernas, pois não existia ainda o Know How em construção desses complexos equipamentos. Aqui no Brasil, as primeiras foram construídas pelos americanos, depois passaram a ser construídas por empresas brasileiras, nos estaleiros, e depois transportadas para a área definitiva, no mar. Hoje, essas estruturas se parecem com verdadeiras cidades, estacionadas no meio do oceano, bem longe da costa, em águas profundas 1 – Plataformas fixas: Funcionam como um edifício. Cravadas com estacas, são as mais comuns até 100 metros de profundidade. Servem como plataformas de produção e perfuração, e podem ser de aço ou de concreto. 2 - Plataformas Auto-eleváveis: Só podem existir em águas rasas ( até 90 metros). As plataformas auto-eleváveis são dotadas de três ou mais pernas com até 150 metros de comprimento. Essas pernas se movimentam verticalmente através do casco. No local da perfuração, as pernas descem até o leito do mar e a plataforma é erguida, ficando a uma altura adequada, acima das ondas. Terminada a perfuração, as pernas são suspensas e a plataforma está pronta para ser rebocada. Existem poucas de produção: as plataformas de perfuração são em número maior. 27 REFINO Todo o petróleo é inflamável, e deste modo, poder-se-ia perguntar porque não utiliza-lo como combustível sem que houvesse necessidade de refina-lo. Existe, basicamente, duas razões: Os motores de combustão interna ( gasolina e diesel) e as turbinas á gás requerem combustíveis especiais e não podem ser operados com petróleo bruto, o qual também não apresenta as características lubrificantes, desejáveis na lubrificação de motores e turbomáquinas. Em segundo lugar, todos os petróleos possuem hidrocarbonetos leves que se inflamam facilmente, o que obriga cuidados especiais no seu manuseio e estocagem. No petróleo, esses hidrocarbonetos leves, gases nas condições de temperatura e pressão, estão misturados a produtos pesados, os quais se encontram no estado sólido á temperatura ambiente. Separando o petróleo em frações, além de se dar a estas frações destinações adequadas, pode- se fazer diferenciação no valor comercial das mesmas. Assim, torna-se necessário transformar o petróleo em derivados que preencham as características necessárias de um dado combustível, através dos processos de refino. Os processos de refino podem ser divididos em três classes em função de seus objetivos principais a) Processos de Separação b) Processos de transformação c) Processos de acabamento a)Processos de Separação: Onde ocorre apenas a separação física dos constituintes da carga, não ocorrendo reações químicas. O principal processo dessa classe é o da destilação do petróleo, cujo objetivo é o de separar o petróleo em frações Dentro desta classe constam ainda processos em que um dado composto, chamado solvente, é usado para extrair determinados tipos de componentes da carga. Citamos os processos de Dessalgação e Desparafinação. b) Processos de transformação: Onde ocorre a transformação química de determinados tipos de compostos em outros de maior interesse. Citam-se os de Craqueamento Catalítico. Reforma catalítica e Hidrocraqueamento catalítico c)Processos de Acabamento: Onde ocorre a remoção, por processos físicos ou químicos, de impurezas de um dado produto, de modo a conferir-lhe as características necessárias no produto acabado. Citamos os processos de Hidrodessulfuração catalítica, Lavagem caústica, Extração com aminas, Bender, Merox, e outros. ESQUEMA DE REFINO Uma refinaria de petróleo é constituída por um grupo de unidades cujo numero e complexidade varia com a natureza e qualidade dos produtos que se deseja obter. Assim, os esquemas de refino variam de refinaria para outra conforme o tipo de petróleo processado, a região geoeconomica em que ela está localizada e outros fatores tais como a época em que foi implantada , entre outros. Apresentamos dois esquemas de refino, encontrados em refinarias da Petrobrás. 30 GLP H2S NL N2 NP N2 QUEROSENE N2 DIESEL H2S ESQUEMA DE REFINO VOLTADO PARA PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS, PROCESSANDO PETROLEO DE ALTO TEOR de ENXOFRE 31 D e E S A T T T R I M A L O T. A S Ç F ~ Ã É S O R O I D C A A ~ GERAÇÃO DE N 2 NAFTA PLANTA DE ENXOFRE F.C.C. e TRATAMENTO (DCA, SODA) E N X O F R E GASOLINA QUEROSENE ÓLEO DIESEL GÁS COMBUSTIVEL GASOLINA ÓLEO COMBUSTÍVEL DEST. A VÁCUO ASFALTO GLP GL P ESQUEMA DE REFINO VOLTADO PARA PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E LUBRI- FICANTES PROCESSANDO-SE PETROLEO DE BAIXO E MEDIO TEOR DE ENXOFRE TRATA! o GáusTICO mo TRATAM CáUSTICO x | REFORMA a CATALÍTICA « S E a wu e Í l UI TE Jeraoueamenro CATALÍTICO [COL | N =| Lo am f I | De | | | ul [D I T QUEROSENE I , o [o+o | | a o sv. « | 4 |srmoe 4 sp à E | neuro Leve n lu . = A E [a z TZ wu MEUTRO MÉDIO G [nu = a a z u a NEUTRO PESADO o ju q E | 5 q « e pe. uia: E o a o Fil u = DESASFALT. | | — [EUgom) A PROPANO CILE z l ASFALTO I | sp Ls 4 PARAF SP 2 E num, NL PARAP NL qe E NAFTA sunAção ty Se M a (ecos . u a PARAF. NP HIDROGÊNIO EE sa Ne É io es PARAF. 98 RIR Bu 2 Esta] tar O lIpamas. cs ex jo [qui E 32  NOÇÕES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL E O GLP Processamento de Gás Natural é a seqüência de operações que têm por objetivo separar as frações mais pesadas do gás, de valor mais econômico, originando outro gás, de menor valor energético, denominado residual. As frações pesadas, obtidas no estado líquido, são constituídas por hidrocarbonetos de maior peso molecular enquanto o gás residual é composto basicamente por metano e etano que, juntos somam cerca de 75% em peso do gás natural TRATAMENTO É’ o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações do mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. As especificações mais freqüentes são relacionadas com: - Teor máximo de compostos de enxofre - Teor máximo de dióxido de carbono - Teor máximo de água ou ponto de orvalho em relação á água - Ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos ( algumas vezes considerado como processamento - Teor de sólidos - Poder calorífico O tratamento do gás , também chamado de condicionamento, visando apenas a remoção do enxofre, denomina-se DESSULFURIZAÇÃO; Quando se visa remover gases ácidos usa-se o nome genérico de ADOÇAMENTO. O vapor dágua, que por si só e’ classificado como inerte, ao condensar em linhas e equipamentos, na presença de gases ácidos ou hidrocarbonetos pode causar corrosão, formação de hidratos ( gelo ) , que reduz a capacidade das linhas de transferência. A remoção dessa água chama- se DESIDRATAÇÃO, sendo a forma mais eficiente de combater os problemas já citados, existindo, porém, outras soluções alternativas, que em alguns casos se aplicam melhor que a desidratação RIQUEZA DO GÁS NATURAL Um conceito muito utilizado no processamento do gás natural é o INDICE DE RIQUEZA DO GÁS ( IRG), definido como sendo a quantidade de líquido, previamente estabelecida como C2 + ou C3+ ( etano ou propano e mais pesados ), que pode ser obtida através do procesasamento primário. É expressa em metros cúbicos de líquido a 15,5 ºC e 1 Atm por 1000 m3 de gás natural a 20o.C 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 a seguir, cujo valor é função da densidade e do peso molecular do componente. No dia á dia, dentro das Unidades industriais, os Operadores e Técnicos de Laboratório passam o tempo todo trabalhando em cima desses dados e com a preocupação sempre voltada para atingir valores com maior qualidade, dentro de padrões exigidos pelo mercado e por órgãos governamentais, que têm poder de fiscalização. Hoje, com a competitividade, cada vez mais as empresas se esforçam em produzir cada vez mais pensando na produtividade e na qualidade desses produtos 35 COMPONENTE FATOR ( F ) C2 C3 i C4 nC4 i C5 n C5 C6 C7 0,0352 0,0362 0,0431 0,0415 0,0482 0,0477 0,0541 0,0607 É comum expressar a riqueza do gás unicamente em termos de porcentagem molar e neste caso ela consiste da soma das porcentagens de todos os componentes a partir do propano inclusive. De acordo com esse critério, de mais fácil utilização que o anterior, um gás é considerado rico se apresenta riqueza superior a 7%. As riquezas dos gases apresentados na Tabela seguinte são, respectivamente, 8,45 %, 8,18 %, 9, 18 %, e 2,77 % 36 UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL PRODUTOS DE UMA UPGN Conforme definido anteriormente, o processamento de gás natural resulta na recuperação de hidrocarbonetos líquidos que podem ser obtidos em uma Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN. A alternativa mais simples consiste em produzir apenas o líquido de gás Natural ( LGN ) que é composto de propano e outros hidrocarbonetos mais pesados ( Fig a). Outra alternativa, inclui, além do LGN, a produção de etano líquido ( Fig. b) abaixo. Em algumas Unidades de Processo inclui a separação do LGN em Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e C5 + ( Fig. c) ; É’ possível ainda incorporar parte do etano ao GLP ( Fig. d ) em teores que não alterem a especificação de pressão de vapor fixada pela ANP-Agência Nacional do Petróleo para este derivado. As recuperações de líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo utilizado e a riqueza do gás. Comumente se consegue recuperar 100% DOS BUTANOS e hidrocarbonetos mais pesados, 90 % a 95 % do propano e ata cerca de 80% do etano, em porcentagens molares. Cabe notar que a recuperação do etano, quer no GLP, quer como produto líquido acarreta redução do poder calorífico do gás residual produzido. 37 São quatro os processos principais para recuperação de hidrocarbonetos líquidos ou controle de “Dew Point “ do gás natural:  Refrigeração simples  Absorção Refrigerada  Expansão Joule-Thomson ( J-T )  Turbo –expansão Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação de hidrocarbonetos mais pesados por meio de 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 de hidrocarbonetos líquidos. Sua aplicação típica é na recuperação de propano e mais pesados, havendo sempre uma recuperação incidental de etano. Como os investimentos e custos de produção da Absorção Refrigerada estão diretamente relacionados á vazão de circulação de óleo de absorção, este tipo de processo deixa de ser interessante á medida que se deseja recuperações mais elevadas e que requerem maiores circulações de óleo. A Grande vantagem deste processo é a manutenção de pressão de admissão do gás, requerendo pouca, ou nenhuma, recompressão do gás residual. PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES Este processo, consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a condensação de propano e hidrocarbonetos mais pesados. Este processo encontra aplicação quando o objetivo é recuperar componentes a partir do propano e não se exige recuperações muito elevadas. O fluido refrigerante mais utilizado é o propano que permite atingir temperatura até – 40 ºC. O gás deve estar disponível, pelo menos, a cerca de 4413 Kpa ( 640 PSI ) a fim de que haja a condensação desejada á temperaturas de operação. O líquido condensado pode ser separado posteriormente originando GLP e C5+ . DESCRIÇÃO DO PROCESSO No fluxograma simplificado a seguir, mostramos um processo de refrigeração simplificado para condições típicas de pressão e temperatura O gás, disponível a 27o.C e 75 psi é comprimido até 650 psi e temp. de 49o.C, sofre então, resfriamentos sucessivos, primeiro com o próprio gás residual da unidade e depois com propano refrigerante, atingindo – 37o.C Nestes pontos há injeção de glicol para evitar formação de hidratos em decorrência do resfriamento. A corrente resfriada entra em vaso trifásico onde são separados o gás residual, os hidrocarbonetos condensados, junto com o glicol . O gás residual troca calor com o gás de entrada, conforme mencionado anteriormente, se aquecendo até 38o.C. O glicol é enviado para regeneração, a fim de reutilização posterior. O líquido do vaso trifásico sofre expansão em uma válvula até 172 psi, com conseqüente resfriamento até -60o.C. Após a expansão, o líquido segue para uma torre desetanizadora, 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 38o.C e sub-resfria o propano refrigerante na etapa de compressão. O LGN é bombeado para a torre debutanizadora, onde é separado em GLP e C5+. O GLP é condensado a 213 psi, sendo parte do líquido bombeado de volta á torre para servir de refluxo e o restante, resfriado, é estocado. O fundo de cada uma das torres possuir 40 um refervedor, cuja função é fornecer calor e ajudar a liberar os produtos mais leves pelo topo. Esses refervedores usam óleo quente como transmissor de calor. PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA 41 Esse processo se dá através de uma absorção física promovida pelo contato do gás com um óleo de absorção. O mecanismo deste processo é a diferença entre a pressão de vapor dos componentes no óleo e sua pressão parcial no gás. Como a primeira é menor que a segunda, ocorre transferência de massa do gás para o óleo, com liberação de energia e conseqüentemente 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 apenas os hidrocarbonetos pesados. O contato entre o óleo de absorção e o gás ocorre em contra-corrente em uma torre onde o óleo é admitido pelo topo e o gás pelo fundo. O ’oleo utilizado geralmente é um hidrocarboneto líquido, ou mistura de hidrocarbonetos com peso molecular na faixa de 100 a 180, dependendo da temperatura de absorção. A eficiência de absorção depende, entre outros fatores, da pressão e temperaturas 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 absorvedora são de 400 a 1000 psi e temperaturas que variam de ambiente até – 40o.C. A refrigeração é obtida através de um fluido auxiliar , geralmente é o propano. Denomina-se óleo rico o óleo de absorção saturado com hidrocarbonetros ( C, C2, C3, C4...), 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. O óleo pobre retorna á absorvedora e os hidrocarbonetos são separados de modo a fornecer os produtos desejados. As recuperações comumente obtidas através deste processo são:  ETANO  PROPANO  BUTANOS E MAIS PESADOS DESCRIÇÃO DO PROCESSO A Unidade é alimentada com gás a 450 psi e 41o.C.; O gás é resfriado primeiramente com o gás residual de alta pressão que deixa a Unidade e depois com propano refrigerante, atingindo a temperatura de –24o.C. Á montante de cada trocador de calor há injeção de mono-etileno-glicol para evitar a formação de hidratos. Em um vaso separador, o glicol exausto, isto é, contendo água, é removido e enviado para regeneração. A corrente de gás mais condensado é misturada com o óleo de absorção, retirado da última bandeja da torre absorvedora. Este contato fora da torre promove uma pré-absorção, cujo objetivo é evitar o aumento demasiado da temperatura dentro da torre, uma vez que a condensação dos hidrocarbonetos da fase vapor para o óleo, libera energia. Há então, novo resfriamento com propano até –24oC e o fluido entra na absorvedora onde o gás sobe em direção do topo e o óleo+ hidrocarbonetos absorvidos saem pelo fundo. Pelo topo sai o gás residual de alta pressão e entra o óleo pobre que descerá pela torre em contra-corrente com o gás. O óleo rico, contendo alto teor de hidrocarbonetos leves, sofre uma expansão para 235 psi, o que provoca uma queda de temperatura até - 34o.C. O vapor liberado no vaso de expansão, entra na seção superior da torre desetanizadora, na qual entra também uma corrente de óleo de absorção, de modo que, promove a re-absorção e assegura a ausência de componentes pesados no produto de topo. Esse produto de topo é o gás residual de baixa pressão, que se encontra a uma pressão de 205 psi e temp. de –4o.C. A desetanizadora tem ainda duas alimentação líquidas, uma dita “fria” e outra “quente”. Estas duas correntes são conseqüência da divisão do líquido separado no vaso de expansão em duas partes. A maior parte constitui a alimentação quente, assim chamada por trocar calor com o óleo pobre, se aquecendo até 40o.C. O produto do fundo da desetanizadora á o óleo rico, ou seja, óleo de absorção + o LGN, que será carga para a torre fracionadora. O refervedor da desetanizadora utiliza calor do produto de fundo da fracionadora – óleo rico – constituindo, este circuito, um sistema de recuperação de calor. Na torre fracionadora são separados o LGN, pelo topo, e o óleo pobre pelo 42 O produto do fundo da desetanizadora é a carga da torre despropanizadora, a qual produz pelo topo, propano líquido, e, eventualmente, uma pequena quantidade de gás que é utilizado como combustível. O propano é enviado para armazenamento à temperatura de 38o.C O refervedor da torre utiliza vapor de média pressão e o produto de fundo, após ter a sua pressão reduzida até 75,5 psi, alimenta a torre desbutanizadora, na qual há separação de butanos pelo topo e gasolina natural pelo fundo. O refervedor da desbutanizadora utiliza vapor de baixa pressão e o produto de fundo a 104o.C, depois de pré-aquecer a carga da desetanizadora, é resfriado e estocado a 38o.C 45 Da mesma forma que na torre despropanizadora, pode ser produzido pelo topo um gás que é usado como combustível e o butano é enviado também para armazenamento a 38o.C. Cabe notar que é possível produzir GLP pela torre desproponizadora, embora a operação normal seja a produção de propano que será utilizado como refrigerante. 46 OS BENEFÍCIOS DO USO DO GÁS NATURAL O gás natural é um dos combustíveis de menor impacto ambiental, devido á sua combustão produzir quantidades praticamente insignificantes de poluentes atmosféricos. O uso do gás natural requer menores investimentos de capital e propicia custos operacionais mais baixo, além da redução simultânea de vários poluentes. A importância do gás natural deverá aumentar nas próximas décadas em função da crescente pressão social por melhor qualidade do ar, tendo demandado, em decorrência disso, uma legislação mais rígida quanto aos padrões ambientais. O setor industrial, como fonte estacionária de poluição necessitará utilizar tecnologias mais avançadas, seja no tratamento dos efluentes atmosféricos, seja na queima de combustíveis mais limpos, dentre os quais o gás natural é dos mais preferidos. Conforme já mencionamos, os poluentes podem ter efeitos agudos, resultando de curtas exposições a elevadas concentrações, ou crônicos, causados por exposições prolongadas a baixas concentrações. Os efeitos podem ser diretos - através da ação química (corrosão) ou física ( abrasão, sujeira, obstrução ) sobre os organismos, instalações físicas, veículos e monumentos. Os efeitos indiretos consistem em ação química sobre os habitats, através de alterações na temperatura e no clima. Poderíamos citar centenas de poluentes, mas, como o assunto será tratado pela toxicologia e higiene industrial, apenas comentamos os mais destacados, como os óxidos de enxofre (Sox), resultantes da combustão de enxofre orgânico contido nos combustíveis líquidos e sólidos, que concorrem para a formação da chuva ácida. O Monóxido de carbono (CO), outro poluente muito tóxico , os Óxidos nitrosos (Nox), o Dióxido de Carbono(CO2), os materiais particulados (MC), a dispersão de hidrocarbonetos que em reação com os Ox. de nitrogênio produzem os oxidantes fotoquímicos ou “smogs” e outros. 47 - probabilidade de ocorrência de acidentes com andaimes quantitade de andaimes em funcionamento número de andaimes sem manutenção, inspeção, operação correia DIDIFERENTES NÍVEIS DE EXPOSIÇÃO, EM FUNÇÃO DE MEDIDAS DEDE CONTROLE, DEFINIRÃO DIFERENTES NÍVEIS DE RISCO, PARA UM MESMO PERIGO! QUAL A PROBABIBLIDADE DE: SER ATINGIDO EM TERRA POR AVIÃO 0,4 EM 10 MILHÕES GANHAR NA SUPERSENA COM APOSTA MÍNIMA 0,8 EM 10 MILHÕES ACONTECER UM ACIDENTE AÉREO 1,5 EM 10 MILHÕES MORRER EM UM ACIDENTE AÉREO 2,4 EM 10 MILHÕES GANHAR NA LOTERIA ESPORTIVA C/ APOSTA MINIMA 0,6 EM 1 MILHÃO SER ATINGIDO POR UM RAIO 1,1 EM 1 MILHÃO MORRER EM CONSEQUÊNCIA DE UM ACID. DOMESTICO 1,1 EM 1 MILHÃO TER UM ACID. DOMÉSTICO ESCORREGANDO / TAPETE 3,5 EM 1 MILHÃO TER UM ACID.DOMÉSTICO COM FERRAM. ELETRICA 3,7 EM 1 MILHÃO TER UM ACIDENTE DOMESTICO COM COPOS 4,5 EM 1 MILHÃO TER UM ACIDENTE DOMESTICO C/ BRINQUEDO 5,9 EM 1 MILHÃO TER UM ACID. DOMESTICO C/ GARRAFA eLATAS 10 EM 1 MILHÃO TER UM ACID. DOMEST. EM ESCADAS / RAMPAS 58 EM 1 MILHÃO BATER O CARRO EM DIA S/ CHUVA EM S. PAULO 1,2 EM 1000 BATER O CARRO EM DIA de CHUVA em S.PAULO 1,4 EM 1000 SER ASSALTADO EM S. PAULO OU R. de JANEIRO 1,7 em 100 MORRER POR ATROPELAMENTO EM S. PAULO 1,8 EM 100 TER UM ACIDENTE DE CARRO 2,7 EM 100 MORRER ASSASSINADO 3,6 EM 100 MORRER EM CONSEQUENCIA DE UM INFARTO 5,9 EM 100 MORRER EM CONSEQUENCIA DE UM CÂNCER 10,5 EM 100 MORRER FAZENDO ROLETA RUSSA 1,6 EM 10 AVALIAÇÃO DE RISCO ANÁLISE: É um procedimento técnico segundo determinados padrões. É uma discussão sobre qualquer escalonamento de valor. AVALIAÇÃO: Considera os resultados de uma análise priorizando-os em função de objetivos estabelecidos. Uma avaliação de riscos em uma instalação industrial consiste de exame sistematizado das unidades existentes, ou em um projeto para identificar as possibilidades de ocorrências internas que possam gerar conseqüências altamente indesejáveis visando fornecer elementos para tomada de decisão organizacional a respeito das mudanças eventualmente necessárias em relação a equipamentos, procedimentos, estruturas administrativas ou pessoais 51 DIDIFERENTES NÍVEIS DE EXPOSIÇÃO, EM FUNÇÃO DE MEDIDAS DEDE CONTROLE, DEFINIRÃO DIFERENTES NÍVEIS DE RISCO, PARA UM MESMO PERIGO! AVALIAÇÃO DE RISCO A – RISCO PERCEBIDO X RISCO AVALIADO - VIAJAR DE AVIÃO OU VIAJAR DE AUTOMÓVEL ? - CINTO DE SEGURANÇA , USAR OU NÃO ? - SÓ PROTEGER DEPOIS DA OCORRÊNCIA - FALTA DE CULTURA PREVENCIONISTA B – RISCO MEU X RISCO DO OUTRO SEGURANÇA INDUSTRIAL ACIDENTES, MORTES, EXPLOSÕES, VAZAMENTOS, INCÊNDIOS, etc.: 52 reconhecimento desses agentes tóxicos é dificultado pela falta de divulgação da composição química pelos fabricantes, sob a alegação de segredo industrial OS RISCOS DE EXPLOSÕES, INCÊNDIOS, DETONAÇÕES E VAZAMENTOS. Um dos maiores perigos existentes numa industria de petróleo e gases , além dos riscos químicos, toxicológicos, etc.: existem os riscos de explosões, incêndios, detonações, vazamentos, etc.: que, muitas das vezes, se transformam em verdadeiras catástrofes, ceifando vidas, trazendo desastres ecológicos, com conseqüências desastrosas para a fauna e flora, e, são manchetes no mundo inteiro, com conseqüências também danosas para as organizações, os países, etc.: E tudo isso, tem começo sempre, entre outra , por duas causas basicamente: Erro humano ou falha de equipamento. A QUÍMICA DO FOGO Antes porém de nos dedicar ao estudo desses erros ou falhas, vamos recordar alguns principios básicos ou propriedades físicas dos combustíveis. A primeira delas, é a química do fogo. Antigamente se fazia a representação gráfica do fogo, através do famoso triângulo do fogo. Hoje modernamente, se apresenta sob a forma de um tetraedro, o tetraedro do fogo: O processo da combustão é freqüentemente estudado usando-se essa figura. Então, como vimos na representação, a combustão ou a explosão só ocorrem quando o comburente - ( Ar ) Oxigênio, o combustível ( vapor de hidrocarboneto ) e a fonte de ignição ( centelha ) estiverem presentes. Os produtos mais comuns encontrados numa refinaria como, petróleo, gasolina, querosene, óleo lubrificante, graxa, parafina, coque, etc; não se inflamarão imediatamente se estiverem em estado 55 (AR) OXIGÊNIO INCÊNDIO EXPLOSÃO.... . A PRESENÇA DOS TRÊS ELEMENTOS PROVOCARÁ A EXPLOSÃO, O INCÊNDIO, DETONAÇÃO..... (REAÇÃO) líquido ou sólido, mas o mesmo não ocorrerá se estiverem no estado gasoso ou se houver uma mistura de líquido e vapor E’ difícil eliminar, nas operações de uma refinaria, todas as fontes de ignição, e deve ser admitido, por segurança, que grandes quantidades de combustível estarão sempre presentes. Devemos, portanto, dirigir nossos esforços no sentido de eliminar a ar e o oxigênio. Quando o processo requer a mistura de oxigênio ou do ar com o combustível, a mesma deve ser feita sob condições rigorosamente controladas. Para se fazer isto, é necessário um melhor conhecimento de cada elemento que compõem o tetraedro do fogo. Sob determinadas condições, cada um desses produtos citados liberará vapores que poderão se inflamar ou poderão provocar uma explosão. Uma explosão difere de uma queima somente devido a fatores externos; por exemplo: o confinamento causa uma elevação de pressão, como um resultado da combustão A terra é envolvida por uma grande camada de ar, o qual, normalmente, é incolor e inodoro. O ar é constituído de cerca de 21 % de Oxigênio e 79 % de Nitrogênio, em volume, havendo pequenas quantidade de outros gases. Exceto em alguns casos, o nitrogênio do ar não participa da reação química da combustão; ele dilui o oxigênio, reduzindo a intensidade da combustão; O Oxigênio atmosférico é consumido pela maioria dos seres vivos do planeta, num processo de combustão lenta, indispensável para a vida. Este processo é, em muitos aspectos, semelhante, ao que ocorre quando se queima um combustível. Como não se pode viver sem oxigênio atmosférico, da mesma forma geralmente, não pode haver a reação química combustão, sem oxigênio. Nas suas viagens para além da Atmosfera, os aeronautas e astronautas têm de estar com equipamentos provedores de Oxigênio. Os aviadores quando voam a mais de 10.000 metros de altitude, seus aviões possuem sistema de pressurização de ar e quando ocorre uma emergência, como rompimento de um para brisa, ou rompimento de estrutura da aeronave, logo de imediato, salta aos passageiros e tripulação, as mascaras com oxigênio, pois, em segundos, todos poderão perder a consciência, vindo a morrer por falta de oxigênio. O mesmo ocorre, conforme já citamos, com os astronautas em suas viagens, que possuem em suas naves equipamentos de regeneração e purificadores do oxigênio, Os combustíveis da propulsão, nos retro-foguetes se não houvessem os tanques de oxigênio, acoplados á nave, não funcionariam; Por que não funcionariam? Por uma razão muito simples, a falta de oxigênio. 56 OXIGÊNIO A reação de combustão libera calor; O carbono e o hidrogênio do Combustível combinam com o oxigênio e formam Dióxido de carbono, vapor Dágua e, ás vezes, monóxido de carbono. Como a camada atmosférica exerce Uma pressão de 14,7 psia ( 1,033 Kgf / Cm2 ) e o oxigênio é usado em alguns Processos, é de se esperar a presença de Oxigênio ou ar em diversas operações em uma refinaria. Como por exemplo, pode-se citar:  Entrada de ar em linhas ou Equipamentos abertos.  Introdução de ar com água de processo ou lavagem ( oxigênio dissolvido )  Entrada de ar em equipamentos submetidos a vácuo, através de falhas;  Entradas de ar através de válvulas abertas ou defeituosas  Entrada de ar através de equipamentos abertos, á medida em que o nível do produto vai caindo;  Entrada d e oxigênio ou ar dissolvido em cargas para Unidades ou produtos;  Entrada de oxigênio ou ar contaminando nitrogênio ou outro gás inerte usado para fazer purga ou processamento. 57 O ar contém cerca de 1/5 de oxigênio Vazamento na caixa de gaxeta da bomba, provável defeito no isolamento elétrico e o ar nesta casa de bombas completaram o tetraedro do fogo com força explosiva. Tais acidentes podem ser evitados com uma ventilação adequada e equipamentos em bom estado. Os combustíveis são muito mais inflamáveis no oxigênio comercial do que no ar Os hidrocarbonetos mais voláteis, tais como o propano e o butano, são particularmente perigosos. Eles absorvem mais oxigênio do que os hidrocarbonetos mais pesados e podem ser armazenados em condições que possibilitem a absorção do oxigênio. O butano, por exemplo, fica armazenado na parte superior das esferas. Quando a temperatura atmosférica cai abaixo de 0o.C, o butano condensa, formando um quase vácuo no espaço vazio. O Vapor neste espaço pode ser inicialmente inflamável; Todavia, após o enchimento subseqüente, pode haver elevação de pressão e se criar uma situação de risco, devido á concentração de oxigênio na pequena quantidade de vapor de butano remanescente no espaço vazio. A água usada num processo de lavagem ou purga pode carrear oxigênio para uma mistura de hidrocarbonetos, tornando-a explosiva. No caso da Unidade de alcoilação, o ar liberado da água de lavafem para o efluente do reator foi o responsável pela introdução de oxigênio na corrente de propano. A água, usada para purga de hidrocarbonetos em um vaso, pode conduzir ar para o vaso e criar um espaço de vapor. Este espaço pode conter uma mistura explosiva de ar e vapor de hidrocarboneto. ( Ver próxima figura de um vaso acidentado de uma unidade de tratamento ) Os espaços ocupados por vapor nos tanques poderão ser perigosos, dependendo da pressão do vapor do produto estocado e da concentração de oxigênio na mistura vapor de hidrocarboneto / ar. Se a quantidade de oxigênio for inferior a um valor mínimo ( determinado pelo tipo de combustível e pela pressão e temperatura), não será formada uma mistura explosiva. O teor de oxigênio pode ser determinado através de análise de laboratório, através de um cromatografo de gases, através de um medidor de O2, que é muito utilizado na instrumentação de Unidades ou medidores de explosividade. Sempre atentar para usar a aparelhagem adequada. A propriedade dos gases inflamáveis liquefeitos os faz tão perigosos que geralmente são estocados e manuseados sob pressão e temperatura acima do seu ponto de ebulição normal. Daí, qualquer vazamento líquido pode vaporizar rapidamente ( flashear ), fazendo com que grande parte se transforme em vapor e névoas, podendo se espalhar por centenas de metros antes de atingir uma fonte de ignição 60 Criou-se um espaço de vapor neste vaso de uma Unidade de Tratamento com a liberação de oxigênio existente na água usada para lavagem antes da inspeção. Foi introduzido ar adicional através de um suspiro aberto enquanto se drenava a água. Uma explosão subseqüente rachou o casco O sulfeto de ferro incendiou uma atmosfera explosiva neste tanque de armazenamento de Cru reduzido. O ar entrou quando o produto foi bombeado. Crê-se que um aquecedor (serpentina de vapor), parcialmente submerso, provocou a vaporização das frações mais leves do produto e também secou os depósitos de sulfeto de ferro. Houve vazamento de gás dentro desta fornalha proveniente das chamas piloto, inundando-o com mistura explosiva ar / gás natural; Provavelmente o Operador não 61 percebeu que o aparelho indicador de mistura explosiva instalado, estava em manutenção. Ao acender as chamas pilotinhos, houve a explosão. Registrou-se somente danos materiais, tendo o empregado tomado somente susto, saindo coberto pelo recheio interno do isolante t érmico de fibra de vidro. Misturas de gases combustíveis podem ser removidas dos vasos, usando-se um gás inerte, ou pode-se torna-los seguros enchendo-os com um gás inerte como, por exemplo, o nitrogênio. A mistura ficará com teor tão baixo de oxigênio que não será mais explosiva É necessário lembrar-se de que o gás Inerte pode conter impurezas, que modifiquem suas propriedades, tornando-se importante analisar freqüentemente a sua corrente. É importante também que se saiba que, após o enchimento de um vaso ou tanque com gás inerte para remoção do oxigênio, a atmosfera que ali se forma não possibilitará nem a combustão, nem a respiração, e, se alguém tiver que entrar em tal vaso ou tanque, terá que usar proteção respiratória autônoma. E’ necessário ter em mente que os indicadores de gás combustíveis ou testadores de vapor, que são usados para medir misturas explosivas de combustíveis, não registram adequadamente numa mistura inerte. Outra forma muito usual de fazer a limpeza e inertizar um equipamento que conteve hidrocarbonetos é fazendo o uso de vapor ( caldeira ), mas, existem equipamentos que não podem se utilizar esse método, haja vista que, poderá danificar aparelhos sensíveis de instrumentação que muitas vezes encontram=se dentro do vaso. Vários processos requerem o uso do ar para a circulação e regeneração de catalizador (FCC), para a oxidação ou para o adoçamento ( Unidade Bender). O segredo para uma operação segura está no controle rigoroso da quantidade de ar sob as condições para as quais o equipamento foi projetado. O controle geralmente, depende do uso adequado de instrumentos de medida de condições, tais como o teor de oxigênio, a temperatura, a pressão e o nível do líquido. Muitas vezes um equipamento não pode ser liberado para entrada de pessoas pelo dia, principalmente em dias ensolarados, durante o verão, mas, á tardinha, quando o sol está quase se pondo, as condições para liberação do vaso melhora. Exemplo disso pode ser uma esfera de gás, que mesmo depois de removido todo o GLP, inertizada, limpa, etc.: pode apresentar condições de risco, por causa do desprendimento de gases das paredes internas, com a incidência do sol, durante a manhã ensolarada. 62 Devemos lembrar que misturas de sólidos ou líquidos, finamente divididos, com o ar ou com o oxigênio, podem queimar tão rapidamente quanto misturas de vapor de hidrocarboneto – ar, se a concentração estiver dentro da faixa de explosividade. Os combustíveis atomizados podem ser queimados mesmo a temperaturas inferiores aos seus pontos de fulgor, desde que misturados com ar em proporções adequadas Uma comparação das propriedade de diversos combustíveis é mostrada na tabela abaixo: Esses valores podem variar ligeiramente, em função dos procedimentos usados nos testes e da fonte de dados. Os Limites de Explosividade acima relacionados são corretos somente para produto á temperatura ambiente e á pressão atmosférica. A faixa de explosividade é mais ampla para pressão e temperatura mais altas, ou se o ar atmosférico for substituído pelo oxigênio. Uma mistura de gasolina e querosene se comportará como se fosse gasolina. É’ necessário não confundir Ponto de Fulgor com Temperatura de Ignição. Um combustível pode ser manuseado de maneira segura em tanques ou vasos abertos, desde que armazenado a uma temperatura inferior ao seu ponto de fulgor.. Ao se usar os dados da tabela, é necessário ter-se em mente que os Limtes de explosividade foram determinados sob condições de laboratório e que a composição exata do gás era conhecida. O uso dos dados para 65 operações de refinarias deve ser feitos com cuidado, visto ser necessário um apreciável fator de segurança para se prevenir contra inevitáveis erros de amostragem e análise. Além disso, os Limites de Explosividade variarão apreciavelmente com mudanças na temperatura e pressão Os Limites de Explosividade mostram a quantidade de combustível a ser misturada com o ar, a fim de se formar uma mistura capaz de queimar ou explodir. Se o teor de oxigênio for bastante reduzido mediante diluição de gás inerte, não será possível formar misturas explosivas, qualquer que seja a proporção de combustível. A redução do conteúdo de oxigênio é a maneira mais segura de sais da faixa de explosividade e deve ser lembrado que a meta desejada é ter-se ZERO por cento de oxigênio. Este tanque explodiu, arremessando a tampa a centenas de metros, quando o soldador, juntamente com seu ajudante, acendeu o maçarico para trabalhar dentro do mesmo. O tanque achava-se desativado há meses, quando houve falha do Operador que abriu uma válvula de uma linha de gás, que por acaso se comunicava com esse vaso e, ao perceber seu erro, fechou a válvula e esqueceu de anotar no boletim, para que se providenciasse a inertização. Dias depois, o serviço foi autorizado e mesmo com as bocas de visitas abertas, o gás ficou acumulado na parte de baixo do tanque, provocando a explosão. O Ajudante, que na hora encontrava-se na parte de fora, na boca de visita do tanque, foi arremessado longe, tendo-se machucado muito, mas sobreviveu. O seu companheiro morreu instantaneamente. FONTE DE IGNIÇÃO 66 Existem muitas fontes de ignição. Todas elas acendem uma mistura inflamável, pelo aquecimento de pelo menos uma parte da mistura. A temperatura mais baixa, que leva uma mistura a queimar ou explodir, é chamada de Temperatura de Ignição da mistura. As temperaturas de ignição variam de 400 a 1.200ºF. Assim, fontes com temperaturas moderadas podem causar uma ignição ( Ver fig. a seguir ) E’ um trabalho árduo identificar as fontes de ignição, porém, é um trabalho que deve ser realizado com extremo rigor, pois numa atividade industrial onde se tem gases inflamáveis, vapores inflamáveis, riscos de explosões, etc.:, haverá sempre o perigo presente. Empresas Seguradoras mantém um em seus quadros profissionais muito qualificados para reconhecer, avaliar e recomendar medidas de atenuação ou eliminação dos riscos nas empresas aonde eles dão consultoria e assistência; Os Institutos de Certificação e Qualificação, através das suas Normas e Padronizações ensinam todos os empregados de outras empresas a reconhecerem seus riscos, entre outras coisas. 67 d) Fornos e) Sulfeto de Ferro Pirofórico f) Calor de Fricção g) Fagulhas Oriundas de Equipamento elétrico h) Eletricidade Estática i) Raios j) Ignição espontânea k) Efeito Catalítico de Superfícies Metálicas Puras 70 Pesquisas realizadas em universidades levaram a conclusão que a mistura de hidrogênio e oxigênio pode pegar fogo pelo efeito catalítico que ocorre, quando a mistura inflamável entra em 71 A quebra de um vidro liberou nafta leve. Os vapores se espalharam e entraram em contato com uma linha de alcatrão quente pegando fogo e provocando a explosão de misturas contato com superfícies metálicas ainda não usadas, ao se abrir uma válvula. Isto pode explicar explosões de misturas hidrocarboneto-ar ou hidrocarboneto-oxigênio que ocorreram exatamente quando se abria uma válvula. ( próxima figura ) Os operadores de processamento precisam manter as fontes de ignição afastadas das zonas perigosas. Todavia, são tão numerosas as fontes de ignição, que a segurança não pode ficar somente na dependência da eliminação das fontes de ignição geralmente reconhecidas. DETONAÇÕES DETONAÇÃO: Sf.. Ruído súbito devido á explosão. EXPLOSÃO: Sf. Perturbação, abalo ou comoção seguida de detonação, produzida pelo desenvolvimento repentino de uma força ou, pela expansão súbita de um gás. 2 . detonação: estouro. A) INTRODUÇÃO A detonação é um tipo especial de explosão. Ela pode ocorrer com combustíveis sólidos ou líquidos, mas aqui só será considerada a que ocorre com misturas explosivas compostas de vapores de hidrocarbonetos com ar ou oxigênio. As detonações são particularmente destrutivas porque:  Elas se propagem a velocidades muito altas ( através de tubulações, vasos, etc....)  Elas produzem altas pressões em determinados pontos.  Produzem geralmente altas intensidades de ruídos (ensurdecedor) Deve-se ter em mente, enquanto se lê os parágrafos seguintes, que geralmente o tempo total decorrido entre a ignição e a detonação não dura mais que uma fração de segundo e, no máximo, não mais que dois a três segundos. 72 Estágio final da detonação Quando ocorre a detonação e a mesma se propaga através do gás pressurizado e aquecido, mas não queimado, a pressão á frente da detonação pode ser 60 a 100 vezes superior á pressão inicial no vaso ou tubulação. Esta pressão é o produto da elevação de pressão devido á onda de choque dianteira, multiplicada pela elevação devida á detonação. Felizmente, esta alta pressão dura muito pouco tempo, tendo pequeno efeito de destruição. Depois que a detonação alcançou a onda de choque e a ela se juntou, continuando a se propagar através do gás não pressurizado e não aquecido, a multiplicação da pressão na detonação se torna 20 a 40 vezes superior á pressão inicial. A onda de detonação rapidamente se atira com violência contra o lado oposto da tubulação, com tremenda força. A detonação age como um pistão, lançando-se contra o terminal do vaso ou tubulação, no mínimo dobrando a pressão da detonação e, ás vezes, multiplicando esta pressão por 8. Multiplicação de pressão devido ao arremesso da detonação contra o terminal da tubulação A explanação anterior sobre a detonação se aplica para hidrocarbonetos saturados em misturas com o ar, iniciando-se a detonação á pressão atmosférica e sem turbulência. O desenvolvimento de uma detonação será mais rápido e vai requerer menor distância nas seguintes condições: 75 Se: 1. A mistura for turbulenta 2. O hidrogênio e hidrocarbonetos não saturados estiverem presentes; 3. O ar estiver enriquecido com oxigênio industrial Todos estes fatores aumentam a velocidade da queima. Para a maioria das misturas inflamáveis encontradas na industria, as detonações se desenvolvem mais rapidamente quando as pressões iniciais são superiores á atmosférica. Se a pressão inicial for alta, as pressões resultantes da detonação serão muito mais violentas, visto que os efeitos da detonação são multiplicados pela pressão inicial. O desenvolvimento de uma detonação, como descrito, requer uma tubulação longa afim de permitir que a explosão inicial cresça em intensidade até atingir a alta intensidade da detonação. Se usar uma fonte de ignição de alta energia, pode-se formar uma detonação imediatamente e a mesma se propagar em todas as direções; este tipo de detonação é chamada de detonação esférica. Uma detonação comum numa tubulação que entra num vaso, pode ser uma fonte de ignição suficientemente intensa para provocar uma detonação esférica no vaso. Sob condições adequadas, como na figura a seguir: Detonação esférica num balão cheio com uma mistura propano-oxigênio iniciada pela detonação na linha conectada ao balão. A detonação ocorreu em 1/4000 de segundo. C) PROPRIEDADES DAS DETONAÇÕES 76 1. Pressão externa 2. Alta velocidade de propagação 3. Impactos e reflexões em vasos e tubulações fechados 1. Pressão extrema As detonações produzem pressões muito superiores ás produzidas por explosões ordinárias. Em muitos casos, os vasos não são suficientemente fortes para resistir a uma explosão comum, quando a pressão é cerca de 6 a 10 vezes a pressão inicial. Uma detonação inicial pode produzir pressões de 60 a 100 vezes a pressão inicial. É’ quase que impossível projetar vasos e tubulações que resistam ás detonações. O único procedimento seguro é evitar detonações, evitando a formação de misturas explosivas nos vasos e nas tubulações. Pressões extremas e detonação violenta explodiram este vaso, juntamente com outros dois que se encontravam ligados a ele. As expessuras desses vasos variando de 4,4 a 5,2 polegadas, não suportaram essas pressões. O dano foi causado por uma detonação, provavelmente esférica, de propano enriquecido com oxigênio 77 80 A Unidade após uma parada para manutenção, quando estava sendo colocada em operação, foi destruída por uma série de detonações internas. Houve entrada acidental de ar, o qual contaminou o gás inerte e os vapores de nafta que já estava em circulação. O ar entrou pelas válvulas nas linhas de circulação do catalizador, que aparentemente se encontravam fechadas. A fonte mais provável de ignição foram as paredes aquecidas dos tubos do forno de gás de reciclo. A explosão foi suficientemente violenta para lançar uma peça de aço de 65 toneladas a 370 metros de distância e destruiu completamente a Unidade. 3. Impacto e reflexões em vasos e tubulações fechados Como foi dito antes, uma detonação desenvolve uma pressão, no mínimo, 2 a 4 vezes a pressão de uma explosão normal. Isto, no entanto, constitui somente parte do seu poder destruidor. A isto deve ser acrescentado o efeito das pancadas do impacto, as quais são perigosas por duas razões: A primeira é a rápida elevação de pressão da detonação que resulta numa onda de impacto no equipamento ( Vaso ou tubulação ) , a qual faz com que a parede do equipamento se deforme tão rapidamente que a deformação se torna superior á que seria provocada por uma carga idêntica que fosse aplicada sem impacto. Isto pode elevar a tensão ao dobro do valor da pressão aplicada gradualmente ( ver a fig. seguinte ) A segunda é a que a detonação torna mais provável a ruptura do recipiente. O impacto rápido tende a tornar o aço quebradiço, fazendo-o romper-se sem grande esforço. Se o equipamento ou a tubulação contém uma descontinuidade ( encaixe, curva, chicana, solda, etc.:), o esforço se concentrará nestes pontos, a menos que o metal em torno da descontinuidade não tenha tempo suficiente para se expandir inteiramente; O esforço se torna muito grande e provoca uma trinca, Isto pode acontecer quando o restante do equipamento foi sujeito parcialmente a esforço e desenvolveu somente cerca da metade de sua força total. Colocando estes dois efeitos juntos, nós concluímos que um impacto pode ser 2 X 2 = 4 vezes mais destrutivo do que um esforço igual liberado gradualmente. Reflexão da onda de choque As ondas da detonação são bastante intensificadas com as reflexões nas paredes sólidas. A intensificação depende do ângulo de oscilação com a superfície sólida, das velocidades de propagação e de outros fatores; mas, no caso mais simples de uma colisão frontal, a pressão de pique é no mínimo, dobrada e pode ser multiplicada em até 8 vezes, se a forma do vaso permitir reflexões múltiplas. Considerando todos esses fatores juntos chegamos á espantosa conclusão, que, sob as piores condições, uma detonação iniciada pode produzir um efeito de destruição, num vaso fechado, equivalente a uma pressão de 1.200 vezes superior á pressão inicial. Comumente, o efeito da multiplicação corresponde a 300 a 400 vezes a pressão inicial, o que ainda faz com que uma detonação seja, no mínimo, 20 a 30 vezes mais violenta do que uma explosão comum. 81 D) CONDIÇÕES NECESSÁRIAS PARA A OCORRÊNCIA DE UMA DETONAÇÃO 1. Misturas De uma maneira geral, quase todas as misturas gasosas, capazes de queimar, podem detonar sob condições adequadas. Todavia, misturas de gases que queimam fácil e rapidamente também detonam mais rápidas que as misturas que têm combustão lenta. Assim, misturas de vapores inflamáveis diferentes e ar, podem ser agrupadas, de acordo com a velocidade de queima, para indicar a facilidade com que detonam a) Misturas inflamáveis que detonam facilmente  Todos os gases combustíveis e vapores de hidrocarbonetos com oxigênio  Certos gases combustíveis, como hidrogênio, acetileno e etileno, misturados com ar  Gases de reciclo de Unidades de reforma ou hidroformação, que são ricos em hidrogênio b) Misturas inflamáveis difíceis de detonar  Os produtos que não contém hidrogênio.  Genericamente, todos os gases e vapores de hidrocarbonetos que não estejam misturados com o ar ou oxigênio, em condições normais. 2. Geometria dos vasos e tubulações Misturas explosivas, que se detonam rapidamente, geralmente o farão, independentemente do tamanho do vaso ou tubulação onde estejam. Todavia, outras misturas explosivas não detonarão, a menos que estejam em vasos ou tubulações compridas, onde se torne possível a formação de ondas de choque, para os gases que queimam lentamente, como vimos anteriormente, ou haja uma fonte de ignição de grande intensidade. Uma pressão inicial alta de uma mistura explosiva faz com que, geralmente, se inicie mais facilmente uma detonação a uma pequena distância do ponto de ignição. A turbulência e a alta concentração de oxigênio também favorecem a detonação. A tabela apresenta as distâncias para a formação de uma detonação, as quais foram observadas em tubulações e vasos: Equipamento Mistura explosiva e pressão Distância p/ início da detonação Razão distância/diâmetro Tubulação de 3” 13% de butano, 87% oxigênio a 50 psi(detona rapidamente 3” do ponto de ignição 1 Tubulação de 3“ 6% butano, 40% oxig. 54%nitrogênio. a 20 psi (Pode detonar) 3,3 m do ponto de ignição 40 Vaso de 7 m x 36 m (cilíndrico) Mist. Turbulenta de pentano/ar 100psi (Não detona rapidamente 28m do ponto de ignição 4 Vaso de 1,5m x 15m cilindrico Mist. Ar/vapor diesel 300psi (alta pressão favorece detonação) Cerca de 0,6m do ponto de ignição 0,4 82 Detonações na linha de descarga de um compressor de alta, de ar, causaram danos extensivos ao equipamento e toda a casa dos compressores. O óleo entrou no circuito do compressor através do selo mecânico do eixo e acumulou-se na tubulação. A ignição se iniciou na região de alta temperatura, próximo da saída do compressor. Muitos fragmentos da pesada tubulação foram lançados contra a casa de compressores, danificando motores e outros equipamentos. O deslocamento de ar provocado pela detonação destruiu a parede da edificação. A mesma casa de compressores mostrada na foto anterior, vista por outro ângulo, onde aparecem danos estruturais 85 Uma mistura de ar e névoa de óleo lubrificante, na tubulação de sucção de um compressor centrifugo, detonou quando o equipamento estava sendo testado. A detonação se propagou a montante do fluxo normal . A tubulação de secção rompeu em dois locais e ocorreram danos internos no compressor e num resfriador ( air cooler) . Estas duas fotos mostram o local do acidente. A fonte de ignição foi, provavelmente, a fricção no compressor 86 Estas duas fotos mostram os efeitos de uma detonação, tipo explosão, numa tubulação de 10”, destinada a transportar óleo cru salgado para uma refinaria. A foto de cima mostra uma vista aérea e a de baixo mostra o momento em que houve a explosão. A explosão ocorreu quando se estava usando ar comprimido para remoção do óleo, a fim de possibilitar reparos na tubulação. O duto subterrâneo, mostrado na figura de cima, corre no sentido vertical. As diversas áreas negras indicam os pontos onde houve ruptura. A seção da tubulação que foi destruída tinha uma extensão de 60 quilometros. As setas na foto de baixo indicam pedaços da tubulação aflorando da terra nos pontos onde houve ruptura. A velocidade média da onda da detonação, através da tubulação, foi de cerca de 100m/seg., o que excede as velocidades normais de chama. 87 O dano causado a este edifício de laboratório resultou de um incêndio e uma explosão subseqüente, devido á ruptura de um recipiente de amostragem d) Sumário da detonação 1 – A maioria das misturas explosivas detonará sob condições adequadas. 2 - A onda de detonação se propaga a uma velocidade muito alta ( 1.200 a 2.400 metros por segundos, para misturas hidrocarboneto / ar). 3- A pressão na zona de detonação é muito alta e os efeitos multiplicadores do impacto e da reflexão podem tornar uma detonação mais destruidora do que uma explosão comum. 4 – O conhecimento das detonações não eram associados ás operações de equipamentos nas áreas de industria de petróleo, o que já provocou muitos acidentes, como, explosões, detonações, incêndios, tendo muitos deles provocado muitas mortes e perdas materiais. Alguns desses eventos foram catastróficos e ficarão registrados na história como para lembrar a todos os riscos que devem , obrigatoriamente, serem controlados, isolados, ou eliminados. 5 - As detonações não são ocorrências raras, pois já se constatou este tipo de infortúnio cinco vezes no ano 6 - Reconhecendo os fatos expostos, trabalhar com segurança nas áreas industriais comentadas, onde requerem a presença de misturas de ar e gases inflamáveis, faz-se necessário instrumentos de controle adequados, padrões operacionais e execução perfeitas, mantendo-se as misturas fora da faixa de explosividade. 90 Esta esfera de gás, com capacidade para 20.000 m3, se rompeu e foi destruída, após ter sido esvaziada do produto, enchida com água e ter sido drenada parte da água. A perícia chegou á conclusão de que a causa foi a de uma explosão na parte superior do vaso que provocou uma ruptura. A investigação descobriu também que a válvula, através da qual a esfera estava sendo “ventada” durante a enchimento com água, estava localizado abaixo do ponto mais alto do vaso. O fato permitiu a formação de um bolsão de hidrocarbonetos, estimado em 4,5 barris, no topo da esfera. Á medida em que drenava a água da esfera, o ar entrava na mesma, através de uma boca de visita aberta, e se misturava com os vapores de hidrocarboneto. Crê-se que a fonte de ignição foi a energia decorrente da reação entre o sulfeto de ferro pirofórico e o ar que entrou pela boca de visita. Esta falha indica que há necessidade de verificar novos e antigos equipamentos, a fim de se certificar de que os suspiros estão, realmente, localizados nos pontos mais altos. 91 ESTUDOS DE OUTROS CASOS Grandes vazamentos: Feyzin Um Operador devia drenar a água de uma esfera de 1.200 m3 de gás Liquefeito de Petróleo na cidade de Feyzin, na França, em 1966. Abriu as válvulas A e B e, quando traços de gás apareceram mostrando que a drenagem estava quase completa, fechou a válvula A , abrindo-a ligeiramente em seguida para completar a operação. Não houve fluxo. Ele então abriu completamente a válvula A . O entupimento – provavelmente hidrato – desfêz-se subitamente e o Operador, juntamente com mais dois homens, foram cobertos pelo líquido, juntamente com uma nuvem de gás. A alavanca de manobra da válvula A soltou-se e não a conseguiram recolocar. A Válvula B congelou-se e não se movia. O acesso complicado dificultava as manobras porque as válvulas estavam embaixo do vaso, localizado 1,4 m acima do chão. Ver figura abaixo: Uma nuvem espessa de mais de 1 metro de espessura afastou-se por mais de 150 metros, inflamando-se alguns minutos depois pela ignição de um automóvel que estava parado numa rua vizinha. O fogo retrocedeu até a esfera, que ficou circundada pelas chamas. Não houve explosão. A esfera tinha instalação de aspersores de água , mas o sistema tinha sido projetado para apenas a metade do volume recomendado para o resfriamento. O piso abaixo da esfera era nivelado, de modo que o GLP, que não havia evaporado, ficou retido e queimando embaixo do vaso. A esfera rompeu-se 90 minutos depois do início do fogo. Morreram 12 bombeiros que estavam num raio de 50 metros. Os homens que se encontravam a 140 metros foram severamente queimados por uma onda de GLP que ultrapassou a parede de concreto do complexo. Ao todo, morreram de 15 a 18 pessoas ( os relatórios finais divergem ). Destroços lançados á distância, quebraram as pernas de uma esfera vizinha, que tombou. Sua válvula de segurança descarregou líquido, que piorou mais ainda a situação , e 45 minutos depois essa mesma esfera rompeu-se, provocando o rompimento também de mais quatro esferas e dois vasos de pressão. Houve o chamado BLEVE (Boiling Liquid Expanding Vapor Explos..) De desastres como esse, houve uma preocupação em todo o mundo, não só lá onde aconteceu, e já há recomendações que são padrão no mundo inteiro para evitar-se tal tipo de desastre: 92 guerra. Muitos corpos mutilados foram encontrados pendurados nos fios elétricos e telefônicos e em cima dos telhados das casas. Meses depois, o Prefeito da Cidade e outras autoridades foram presas, após responderem inquéritos. Plataforma de Enxova – Brasil Vazamento de gás provocou explosão e incêndio em plataforma de Perfuração e produção em Enchova – na bacia de Campos, costa do Rio de Janeiro Plataforma Pyper Alfa No dia 6 de julho de 1988, vazamento de gás, seguida de explosão, destruiu completamente a plataforma Pyper Alfa, no Mar do Norte, onde morreram 167 pessoa, com perda total dos equipamento que foram para o fundo do mar. As pesquisas demonstraram que houve falha humana. O Operador que estava no painel na sala de controle da plataforma confirmou que o painel alarmou indicando que houve um inicio de vazamento no modulo “C “ e depois todos os outros alarmes dispararam. Ao dar o alerta, afirmou que foi tão rápido que não deu tempo para acionar o plano de emergência, quando ouviu o primeiro estrondo. O 1o. vazamento ocorreu numa válvula de segurança que havia sido retirada para manutenção e em seu lugar fora colocada uma “Tampa cega “, que não fora bem ajustados os seus parafusos. Uma bomba auxiliar estava funcionando, mas, não dava vencimento á vazão, quando o Operador local acionou a bomba principal, que fez aumentar o fluxo e também o vazamento de gás na plataforma, acionando os cinco alarmes, mas, quando foram tomar providências, já era tarde. Houve a explosão, seguida de incêndio, fazendo com que a plataforma afundasse Plataforma P-36 Petrobras - Brasil Acidente quase idêntico ao de Pyper Alfa, aconteceu no Brasil em 2001, com a Plataforma P-36 da Petrobrás – Brasil, uma das maiores do mundo, que afundou, levando consigo 11 funcionários. O relatório feito pela ANP ( Agência Nacional de Petróleo) e a Diretoria de Portos e Costas da Marinha do Brasil, na ocasião em que ocorreu o acidente na base de exploração petrolífera, apontou como provável causa, uma operação de esgotamento de água do tanque de drenagem de emergência da coluna de popa, iniciada uma noite anterior, De acordo com a denúncia, a desastrosa operação provocou vazamento, ao permitir fluxo de óleo e gás pela tubulação, inundando com gás toda a coluna , ( um dos pés da plataforma ); A equipe da brigada de emergência ao dar inicio ao combate ao vazamento foi surpreendida pela explosão, sendo mortos pelo impacto e queimaduras do incêndio. A plataforma começou a adernar por causa do rombo na chapa da coluna, que permitiu a entrada de água do mar, desestabilizando-a, até que afundou. Os esclarecimentos e as lutas na justiça permanecem. Centenas ou milhares de outros casos poderíamos aqui relatar, mas, a nossa intenção é apenas fazer uma amostragem do que aparece nos jornais, televisão e outros meio de comunicação, para alertar a todos os que trabalham com o petróleo e o gás, é que os perigos sempre existirão, cabendo a todos que trabalham nessa atividade, fazer de tudo, unindo todos os esforços possíveis e impossíveis para, preferencialmente, eliminar, os riscos. No próximo assunto trataremos, de uma forma simples, de abordar algumas técnicas de minimizar, sinalizar, controlar ou mesmo eliminar esses riscos. Claro, que serão apenas orientações práticas, de experiências vividas por um profissional que passou grande parte de sua vida, envolvido em riscos dentro da atividade petróleo e gás. 95 ELIMINANDO RISCOS O QUE SE DEVE FAZER? A meta principal consiste em eliminar misturas de combustíveis com o ar ou oxigênio em processos e equipamentos, onde essas misturas não fazem parte da reação. Aonde houver necessidade dessas misturas por força do processo, como regeneração de catalizador de Unidades de Reforma e Craqueamento catalítico, ou outros que requeiram ar, essa adição ( do ar ) deve ser controlada rigorosamente. Deve-se ter proteções adequadas que garantam que todas as misturas de ar e hidrocarbonetos que se formem esteja fora da Faixa de explosividade. Em consideração ao perigo das misturas inflamáveis, uma distinção cuidadosa deve ser feita entre tanques de teto flutuante e vasos projetados para suportar pressões. A junta, deliberadamente fraca, instalada entre o costado do tanque o teto do tanque, permite rápida despressurização no caso de um explosão interna. Como conseqüência, o máximo que uma explosão no tanque pode fazer é a elevação do tanque. Não obstante, devemos nos preocupar com possíveis rompimento nas chapas, com suas células (divisões) no teto, que podem provocar entrada de água, do petróleo, ou mesmo o ar, trazendo conseqüências danosas, como por exemplo, afundamento do teto flutuante, formação de misturas explosivas, com a entrada do hidrocarboneto e o ar dentro do mesmo, ou mesmo permitindo entrada da água da chuva, que poderá aumentar o risco de corrosão em cima. Devemos nos preocupar, como vimos, com as misturas inflamáveis armazenadas em vasos rígidos de alta pressão, pois, se o mesmo pegar fogo, pode haver a ocorrência de uma detonação , com efeitos funestos para o equipamento e adjacências. Em Unidades de Tratamento, nas quais hidrocarbonetos voláteis e gasolina são tratados catalíticamente na presença de ar, é, geralmente, possível operar somente com a quantidade de ar que ficará dissolvida no líquido. O arranjo das tubulações deve ser estudado, a fim de evitar a formação de espaços de vapor, como se vê na próxima figura: Além disso, deve-se ter uma instrumentação que corte a injeção de ar, caso haja redução para um baixo valor ou interrupção do fluxo do líquido. Como vimos, para haver fogo, é necessário haver uma fonte de ignição, mas, não se deve contar com a eliminação das fontes de ignição identificáveis. Deve-se, sempre, admitir que, se o ar e combustível estão misturados numa proporção que caia dentro da Faixa de explosividade, aparecerá uma fonte de ignição. Na maioria dos Processos, não há necessidade de ar. Nas Unidades de Processamento, os períodos mais perigosos são os da “ parada” e “partida”. Nesses momentos, deve-se tomar cuidados especiais, a fim de evitar a mistura de ar / 96 hidrocarboneto. Entre as técnicas mais usadas para retirar o ar dos equipamentos e linhas antes da “partida” , estão os seguintes: 1. Expulsão do ar, mediante introdução de vapor dágua ( caldeira de vapor ), seguida pela introdução de gás combustível 2. Enchimento total com água, ate’ transbordamento, seguido pela introdução de gás combustível 3. Expulsão do ar com introdução de gás inerte ou nitrogênio. A ausência de oxigênio deve ser confirmada, usando-se aparelhos adequados para este fim 4. Lembrar que sempre depois de feitas as soldas em tubulações ou vasos, há o indesejável risco de ter dentro do equipamento, restos de soldas, varetas, pedaços de chapas, ou outros objetos indesejáveis que devem ser verificados antes do fechamento do tubo ou do vaso. Há o risco de provocar centelhamento, quando do arraste do gás dentro do equipamento. Se for uma bomba centrifuga, motor ou um compressor, a inspeção deve ser redobrada, pois pode provocar danos no equipamento. 5. Sempre que o equipamento estiver pronto e entregue á Operação deve ser analisado pelo Operador, pelo Técnico de Segurança e Inspetor de equipamento, antes de se fechar o vaso ou equipamento. Por incrível que pareça, já houve o grave perigo de ficar gente preso dentro, e se não fosse a inspeção desses funcionários, antes de fechar o equipamento, o outro empregado teria até morrido, pois, como as chapas eram muito grossas, talvez não se ouvisse o mesmo batendo no costado para sair, haja vista o barulho do lado de fora. 6. Nos casos de se fazer purga com vapor d’agua ou gás inerte, os gases que saem nos suspiros devem ser analisados, após o termino da operação, para se certificar de que o ar foi expulso até um nível aceito. 7. Nas paradas, procedimentos semelhantes devem ser adotados, com igual cuidado, a fim de se remover os hidrocarbonetos dos equipamentos, antes da admissão de ar. 8. Antes de se abrir os equipamentos, para inspeção ou reparo, deve-se fazer um teste de gás, a fim de se confirmar a ausência de hidrocarbonetos. 9. Em equipamento em que não seja possível se passar o vapor, fazer a lavagem com água ou só se possa injetar nitrogênio, ( como por exemplo, em reatores de amônia ) o ambiente confinado, deve ser observado a entrada no equipamento, onde o teor de oxigênio dessa atmosfera é baixo, somente pessoas habilitadas, com treinamento para esses ambientes confinados. Conforme recomendações em Normas. 10. Quando da abertura de vasos que tenham contido hidrocarbonetos junto com sulfeto de ferro, deve-se ter no local uma mangueira pressurizada com água, ou extintor de incêndio apropriado, tendo em vista que, quando esses produtos entram em contato com o ar, podem se inflamar, sem que haja nenhuma fonte de ignição. Basta o calor do próprio ambiente, principalmente em período de verão muito quente, para que entre em combustão. Ter igual cuidado na remoção desses resíduos. 97