Refino de petroleo e gas natural

Refino de petroleo e gas natural

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fornecer a energia necessária a esse fluido para que ele possa ser transferido para as unidades de processamento de gás ou injetados em poços de gas-lift. Deve-se elevar a pressão do gás até a maior pressão de sua utilização, que nem geral é a necessária ao gas-lift, que é da ordem de 200 kgf/cm².

Um sistema de compressão é composto por compressores principal e auxiliar, sendo o

objetivo deste último elevar a pressão para envio ao compressor principal. O sistema de

compressão principal é constituído de 2 ou 3 estágios de compressão que são intercalados com resfriadores inter-estágios e vasos depuradores. Além disto também compõe o sistema, os acionadores elétricos ou a gás. A cada estágio de compressão no qual gradualmente eleva-se a pressão ao nível desejado, é necessário resfriar o gás, gerando-se, por consequência, frações de condensáveis que, por sua vez devem ser removidos do sistema nos vasos depuradores.

Desidratação

O objetivo principal da operação de desidratação do gás natural é separar o vapor d’água

presente em equilíbrio com o gás para garantir o escoamento e o processamento do mesmo, sem o risco da ocorrência de formação de hidratos ou de provocar corrosão nos equipamentos e tubulações (PETROBRAS, 2007).

A desidratação de gás é um processo de absorção ou de adsorção, utilizando absorventes

líquidos no primeiro caso, ou alternativamente sólidos no segundo caso. O processo de

absorção com absorventes líquidos é o mais comum, principalmente em sistemas offshore pois a logística do manuseio de líquidos é mais fácil. Em terra a utilização de peneiras moleculares (material de elevada porosidade) ou ainda membranas pode ser empregado. Os glicóis, dentre os quais o trietilenoglicol - TEG, são os adsorventes mais largamente utilizados devido às suas características. Eles são álcoois muito higroscópicos, não corrosivos, não voláteis, de fácil regeneração a altas concentrações, insolúveis em hidrocarbonetos líquidos e não reativos com os componentes do gás (hidrocarbonetos, dióxido de carbono e compostos de enxofre) (PETROBRAS, 2007).

O processo de absorção ocorre numa torre contactora (ou absorvedora), onde há o contato

íntimo entre a fase gasosa (gás natural) e a fase líquida (a solução de glicol). O gás úmido

comprimido entra na seção inferior da unidade de desidratação com alto teor de umidade e ponto de orvalho superior a 30ºC. Após atravessar um eliminador de névoa, o gás sobe pela torre contactora encontrando a solução de glicol em contracorrente e o líquido, constituído basicamente de água e de hidrocarbonetos pesados é coletado no fundo (PETROBRAS, 2007).

A solução de glicol, que escoa em contracorrente com o gás deve ser altamente pura (no

caso do TEG - 98,5%), isenta de água e é denominada glicol pobre. Após o contato com o gás, do qual remove sua umidade, passa a constituir a corrente de glicol rico que se acumula no fundo da torre donde é encaminhada à etapa de regeneração (PETROBRAS, 2007).

Remoção de gases ácidos

Dois são os gases ácidos que costumam estar presentes no gás - o CO2 e o H2S, sendo que este último pode também ter sido originado da ação de bactérias redutoras de sulfato (BRS).

Para baixas concentrações destes gases, a tendência é utilização de materiais metalúrgicos

adequados para minimizar os efeitos corrosivos e, no caso do H2S também pode-se injetar

produtos químicos sequestrantes. Há que se comentar que o H2S a teores relativamente baixos (4 ppm) já é considerado tóxico (PETROBRAS, 2007).

O processo de remoção destes gases ácidos é designado adoçamento e consiste basicamente na absorção com produtos líquidos ou absorção com materiais sólidos. Enquanto no processo de desidratação os álcoois (glicóis) são empregados, no adoçamento utilizam-se as aminas, principalmente as Monoetanolaminas - MEA ou Dietanolaminas - DEA.

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TRATAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA

A água produzida destinada ao tratamento, pode conter concentrações de óleo que variam

de 50 a 5000 ppm, possui elevada salinidade (entre 40.000 e 150.000 mg/L de NaCl) e pode conter teor de sólidos suspensos (TSS) variando entre 5 a 2000 ppm. Além disto microorganismos e gases dissolvidos, carbônico e sulfídrico, podem estar presentes.

Para projeto, avaliação ou adaptação de sistemas para tratamento de água, é importante o

conhecimento das características da água (salinidade, temperatura, teor de sólidos) e do óleo disperso (concentração, densidade, distribuição de tamanhos). Todas as tecnologias utilizadas no tratamento primário de águas oleosas estão baseadas na Lei de Stokes e se encarregam basicamente da separação de sistemas particulados (óleo livre ou disperso e sólidos em suspensão). A utilização de produtos químicos também é muito importante e no caso das águas oleosas, utilizam-se polieletrólitos que atuarão na desestabilização e coalescência das gotículas de água e de óleo (PETROBRAS, 2007).

Polieletrólitos são agentes floculantes poliméricos que atuam neutralizando as cargas superficiais das gotículas, evitando a repulsão são entre as mesmas e induzindo a floculação.

Como as gotas de óleo normalmente apresentam cargas negativas, os agentes floculantes mais usados são os polieletrólitos catiônicos, por exemplo, poli (diamina vinílica), poli (brometo de piridínio vinílico), poli (imina vinílica), poli (acrilamida quaternária) (PETROBRAS, 2007).

Alguns esquemas de tratamento de águas oleosas são consagrados. Por exemplo, em unidades offshore (Figura 14) é comum o uso de hidrociclones seguido de flotador para

tratamento de água produzida.

Em alguns casos, apenas a passagem pela bateria de hidrociclones é suficiente para o

enquadramento do efluente para seu descarte. Em outros casos, tem-se tornado prática o uso de tanques slop (grandes tanques gravitacionais) para o enquadramento da água em unidades FPSO (“Floating Production Storage and Offloading”), porém o risco do crescimento de bactérias redutoras de sulfato (tanques com alto tempo de residência, altas concentrações de sulfato e condição anaeróbia) e a consequente geração de H2S é bastante elevado (PETROBRAS, 2007).

Flotação

A flotação tem sido aplicada ao tratamento de efluentes oleosos pois é um processo de fácil implantação, operação e manutenção e consiste basicamente nas seguintes etapas: geração das bolhas gasosas (pode ser ar ou gás, como nas unidades de produção) no interior do efluente; colisão das bolhas de gás com as gotículas de óleo dispersas na água; adesão das bolhas de gás nas gotículas de óleo; e ascensão dos agregados bolha-gotícula até a superfície, onde o óleo é recuperado (PETROBRAS, 2007).

O gás pode ser injetado na forma dissolvida e o processo denomina-se Flotação por Gás Dissolvido - FGD ou por gás induzido - FGI. A tecnologia FGI é largamente utilizada em ambiente offshore, por resultarem em unidades mais compactas (trabalham com elevada relação gás/líquido), embora não sejam tão eficientes (em um único estágio) quando comparada à FGD (PETROBRAS, 2007).

CONCLUSÃO

O grupo conclui que:

  1. As etapas de processamento do petróleo correspondem: processamento primário e o refino(separação, conversão, processos de acabamento também conhecido por processo de tratamento e processos auxiliares).

  2. As etapas do processamento do gás natural são condicionamento e processamento propriamente dito.

  3. O processo de formação do petroleo e gás envolve as fases de diagenese, catagenese, metagenese e metamorfismo.

  4. Para que haja a formação do petróleo e gás é necessário que haja condições favoráveis para o acúmulo da matéria organica numa rocha que sirva de reservatório selada por uma outra rocha capaz de se criar a migração do petróleo.

  5. Para o tratamento da água gerada durante a produção dependendo do destino que se pretende encaminhar pode-se usar o processo de flotação, hidrociclonagem, etc.

  6. Os derivados do petróleo podem ser: 1. Gás Combustível - (C1 - C2);2. Gás Liquefeito (GLP) - (C3 - C4);3. Nafta - (Corte 200C A 220 ºC);4. Querosene - (Corte 1500C - 300 ºC);5. Gasóleo Atmosférico - (Corte 1000C - 400 ºC); 6. Gasóleo de Vácuo - (Corte 4000C - 570 ºC);7. Resíduo de Vácuo - (Corte Acima de 570 ºC).

  7. O processamento do gás resulta nele proprio e as impuresas enxofre, hidrogenénio, etc.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

  • PETROBRAS. Processamento Primário de Petróleo. , p. 53, 2007.

  • PETROBRAS. Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos - Etapa 2. , 2013.

  • SANT’ANNA, A. A. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola de Química. Simulação de Processamento de Gás Natural em Plataforma Offshore. , 2005.

  • THOMAS. J.E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 20edição. Editora Interciência, 2001.

  • ALMEIDA, Jorge Introdução À Indústria Do Petróleo, FURG – CTI. Rio Grande, 2006.

  • Szklo, A. S., Fundamentos do Refino de Petróleo. Rio de Janeiro – RJ: Editora Interciência: 2005.

  • Mariano, J. B., Impactos Ambientais do Refino de Petróleo. Rio de Janeiro – RJ: Editora Interciência: 2005.

  • Corrêa, O. L. S., Petróleo – Noções sobre Exploração, Perfuração, Produção e Microbiologia. Rio de Janeiro –RJ: Editora Interciência: 2003.

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