DISCIPLINA: PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E DO GÁS NATURAL

DISCIPLINA: PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E DO GÁS NATURAL
Califórnia USA

EMENTA PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL
1. Composição e Características do Óleo Cru 2. Fundamentos do Processamento Primário 3. Fundamentos da Tecnologia de Refino 3.1 Processos de Separação; 3.2 Processos de Conversão; 3.3 Processos de Tratamento; 3.4 Processos Auxiliares; 4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural

PROVAS 1. Composição e Características do Óleo Cru PROVA 1
2. Fundamentos do Processamento Primário 3. Fundamentos da Tecnologia de Refino 3.1 Processos de Separação; 3.2 Processos de Conversão; PROVA 2 3.3 Processos de Tratamento; 3.4 Processos Auxiliares; 4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural PROVA 3 MÉDIA= (PROVA 1 + PROVA 2 + PROVA 3)/3 > 7,0 APROVADO < 7,0 PROVA FINAL

PROVA FINAL BIBLIOGRAFIA BÁSICA
PROVA FINAL: será elaborada com todo o conteúdo abordado ao longo da disciplina!!! MÉDIA FINAL= [MEDIA DAS TRÊS PROVAS + NOTA DA PROVA FINAL]/2 MÉDIA FINAL > 5,0 APROVADO MÉDIA FINAL < 5,0 REPROVADO BIBLIOGRAFIA BÁSICA 1. PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁS Nilo Indio do Brasil, Maria Adelina Santos Araújo e Elisabeth Cristina Molina de Sousa. Editora: LTC 2. Apostilas da Petrobrás: disponibilizadas por .

Capítulo 1: Composição e Características do Petróleo
Petróleo: petrus “pedra” e oleum, “óleo”. Óleo extraído de rochas denominadas de Rocha Reservatório. Características Gerais do Petróleo: Coloração (amarelo, marrom, preto, verde, castanho escuro); Viscosidade (caráter oleoso); Densidade.

Tabela 1 - Análise Elementar do óleo cru típico (% em massa)
Composição Elementar do Petróleo “Petróleo é constituído por uma mistura complexa de compostos orgânicos e inorgânicos.” Tabela 1 - Análise Elementar do óleo cru típico (% em massa) Hidrogênio Carbono Enxofre 0,05 - 6 Nitrogênio 0,1 - 2 Oxigênio 0,05 – 1,5 Metais (Fe, Ni e V) Até 0,3

Composição Química do Petróleo
Alifáticos; Aromáticos; Hidrocarbonetos C, H e Heteroátomos; Asfaltenos e resinas; Contaminantes. Não hidrocarbonetos

Composição do Petróleo

Constituintes do Petróleo
Hidrocarbonetos parafínicos: (latim-parafine “pequena atividade”. normais: CnH2n+2 ramificados /isoparafinas:CnH2n+2

Propriedades de hidrocarbonetos parafínicos

Hidrocarbonetos Naftênicos cíclicos (naftênicos): CnH2n - disposição na forma de anéis, com ligações simples.

Propriedades de hidrocarbonetos naftênicos

Hidrocarbonetos Olefínicos duplas ligações Elevada instabilidade. Hidrocarbonetos aromáticos ligações simples e duplas que se alternam entre os 6 átomos de carbono.

Propriedades de hidrocarbonetos aromáticos

 Petróleos contêm os mesmos HC’s, em diferentes quantidades.  A quantidade relativa de cada grupo de HC’s geram características físico-químicas distintas.  A quantidade relativa dos compostos individuais em cada grupo é aproximadamente da mesma ordem de grandeza.

Compostos Sulfurados: (concentração de 0,65% em peso) Compostos indesejáveis → Aumentam a estabilidade óleo-água, provocam corrosão, contaminam catalisadores e determinam cor e cheiro aos produtos finais.  Produzem SOx → Restrição ambiental.  Teor de enxofre acima de 2,5% → petróleo azedo.  Teor de enxofre abaixo de 0,5%→ petróleo doce.  Faixa intermediária → óleos semi-doce”.  presentes nas frações mais pesadas de petróleo.

Compostos Nitrogenados: (Concentração média de 0,17 % em peso). Compostos indesejáveis → Aumentam a capacidade do óleo reter água em emulsão, tornam instáveis os produtos de refino, contaminam catalisadores. Concentrados nas frações mais pesadas do petróleo

Compostos Oxigenados:  Concentração: medida através do índice TAN (Total Acid Number).  Óleos ácidos TAN > 1. Óleos não ácidos TAN < 1. Compostos indesejáveis → Aumentam a acidez, a corrosividade e o odor do petróleo.  Concentrados nas frações mais pesadas do petróleo

Compostos Organometálicos: 1- Sais orgânicos metálicos dissolvidos na água emulsionada ao petróleo. 2- Compostos complexos concentrados nas frações mais pesadas do petróleo. Compostos indesejáveis → Contaminação de catalisadores (Co, Hg, Cr, Na, Ni e Va)  Catalisa a formação de ácido sulfúrico em meio aquoso. Atacam os tubos de exaustão de queimadores. Porfirina

Resinas (dissolvidas no cru) e Asfaltenos (dispersos na forma coloidal): Incluem moléculas grandes. Alta relação C/H, com presença de enxofre, oxigênio e nitrogênio. Impurezas oleofóbicas Água, sais (brometos, iodetos, sulfetos, cloretos); Argilas, areia e sedimentos; Água de formação (gotículas de fluidos aquosos, salinos, qua acompanham o cru nas suas jazidas).

Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
AVALIAÇÃO DO PETRÓLEO Características Físicas transporte/armazenamento Composição HC’s, heteroátomos e contaminante Frações nafta, querosene, gasóleos e resíduos

Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
Intrínsecos do Petróleo: quanto ao transporte e armazenamento: acidez, escoamento e estabilidade. quanto ao processamento: refino. Qualitativos: Teor de saturados =  diesel e QAV. Quantitativos: rendimento dos derivados  as unidades da refinaria.

Capítulo 2: Caracterização Física
Densidade: potencial de frações de alto valor agregado. SG = densidade relativa (15,6 oC) °𝐴𝑃𝐼= 141,5 𝑆𝐺 ,5 Densidade (API) Classificação °𝐴𝑃𝐼> Extraleve 40>°𝐴𝑃𝐼> 𝐿𝑒𝑣𝑒 33>°𝐴𝑃𝐼> 𝑀é𝑑𝑖𝑜 27>°𝐴𝑃𝐼> 𝑃𝑒𝑠𝑎𝑑𝑜 19>°𝐴𝑃𝐼> 𝐸𝑥𝑡𝑟𝑎𝑝𝑒𝑠𝑎𝑑𝑜 𝐴𝑃𝐼< 𝐴𝑠𝑓á𝑙𝑡𝑖𝑐𝑜

Pressão de vapor Reid (PVR): presença de frações leves. Método ASTM D323.

Ponto de fluidez: menor T na qual a amostra fluirá (aromaticidade e parafinidade). Método ASTM D5950.

Viscosidade: resistência ao escoamento. Método ASTM D445.

Ponto de Congelamento: QAV (T em elevadas altitudes em aviões a jato). Método ASTM D4790 ou ASTM D16. Ponto de anilina:  teor de aromáticos  miscibilidade a anilina. Método ASTM D611. Ponto de fulgor: T produz vapores sobre o líquido  ignição espontânea (faísca). Método ASTM D1711, D09 e D1695.

Octanagem (IAD): tendência de detonação por compressão de gasolina em motores de ignição por centelha. Método ASTM D2700. Número de Octano Motor (MON): desempenho motor a 900 rpm. Número de Octano Teórico (RON) : desempenho do motor a  veloc. (600 rpm) 𝑰𝑨𝑫= 𝑴𝑶𝑵+𝑹𝑶𝑵 𝟐

Número de Cetano: capacidade de detonação instantânea. Método ASTM D976. Ponto de Fuligem: qualidade de queima do querosene e QAV. Altura máxima (mm) de um chama sem fumaça. Método ASTM D1322.

Capítulo 2: Caracterização Química
Saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (SARA): cromatografia. Método ASTM D6560.

Teores de enxofre e de nitrogênio: grau de refino necessário para processamento. Método ASTM D4294 e D4629.

Índice de Acidez Total (IAT): Quant. De KOH neutralizar ácidos presentes. Método ASTM D664. Teores de água e sais (BS&W): teor de água emulsionada. Basic Sediments and Water (BS&W) < ,0%

Índice de Acidez Total (IAT): Quant. De KOH neutralizar ácidos presentes. Método ASTM D664.

Capítulo 2: Qualificação do Petróleo pela Volatilidade - PVE
Ponto de Ebulição Verdadeiro (PVE): separação e fracionamento do óleo cru. ASTM D2892 atmosférico até 220 oC. ASTM D2892 a vácuo até 220 oC.

Capítulo 2: Qualificação do Petróleo pela Volatilidade - PVE

Qualificação do Petróleo

Fundamentos do Processamento Primário do Petróleo

Produção de Petróleo  Via de regra, nenhuma fase é produzida separadamente.  Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas.

Produção de Petróleo  Água de formação: pode ser arrastada pelo gás na forma de vapor. É removida por decantação.  Água emulsionada: requer tratamentos especiais para sua remoção. Emulsão: mistura de dois líquidos imiscíveis, dispersos um no outro sob forma de gotículas, estabilizadas por ação de agentes emulsificantes.

Produção de Petróleo

Impactos da Água Produzida
A separação da água produzida com o petróleo é fundamental, devido a presença de sais dissolvidos tais como: cloretos; Sulfatos; carbonatos de sódio, bário, magnésio. Incrustações: depósitos inorgânicos (incrustações) formadas nas instalações de produção, transporte e refino.

Incrustações: causam entupimento e bloqueio das linhas e equipamentos. Incrustação de carbonato de cálcio, gerado da decomposição de bicarbonato solúvel; Incrustações de sulfato de bário, de cálcio e estrôncio, formadas a partir do contato da água de formação (rica em Ba, Ca) com água do mar injetada para manter a pressão do reservatório (rica em sulfato).

Hidratos: estrutura cristalina formada a partir da água e das frações leves de petróleo (metano, etano e propano), a baixas T e elevadas P.

Processamento Primário do Petróleo
 As correntes de diferentes poços que chegam à superfície, em terra ou nas plataformas, não se encontram adequadas a utilização ou exportação.

 Como o interesse econômico é produzir apenas hidrocarbonetos, há necessidade de dotar os campos de “facilidades de produção”, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, o “processamento primário dos fluidos (PPF)”. Portanto, o PPF abrange: Separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão. Tratamento ou condicionamento dos HC’s Tratamento da água para reinjeção ou descarte.

 Dependendo da viabilidade técnico-econômica, uma planta de PPF pode ser: Simples: efetuam apenas a separação gás/óleo/água; Complexas: incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água de descarte ou reinjeção.

 Normalmente, a separação e o tratamento dessas fases é feita numa planta de processamento, por meio do uso de: Produtos químicos; Aquecimento; Vasos separadores: dispostos em estágios, em função dos mecanismos envolvidos na separação.

Tratamento das fases (especificações da ANP); Gás natural : 3-5 libras por milhão de pé cúbico de vapor d’água; Óleo: não pode conter quantidades excessivas de água e sedimentos (BS&W) e sais dissolvidos. Água produzida deve possuir valor limite de óleo disperso (TOG - teor de óleos e graxas) para ser descartada.

Especificações dos Fluidos após Processamento Primário do Petróleo

PPF - Vasos Separadores
 Os fluidos produzidos passam, inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo. Separador bifásico: separação gás/líquido; Separador trifásico: separação óleo/água.

Fabricados na forma vertical ou horizontal; mecanismos principais para separar gás/líquido: Ação da gravidade e diferença de densidades - decantação do fluido mais pesado; Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade e de direção do fluxo, permitindo ao gás desprender-se da fase líquido, devido a inércia que esta fase possui;

mecanismos principais para separar gás/líquido: Aglutinação das partículas - contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície o que facilita a coalescência, aglutinação e decantação; Força centrífuga - aproveita as diferenças de densidade do líquido e do gás.

Um separador típico é dotado de vários dispositivos internos que aumentam a eficiência de separação: Defletores de entrada: muda a velocidade e direção do fluido bruscamente; Quebradores de espuma e de onda; Extrator de névoa: retenção de pequenas gotículas de líquido Demister: retenção de pequenas gotículas de líquido

PPF – Extratores de névoa
Para fins didáticos, pode-se separá-lo em 4 seções distintas:

Seção de separação primária – fluido (líquido e gás) choca-se com os defletores que provocam mudança brusca de velocidade, fazendo o líquido se deslocar para o fundo do vaso, por gravidade;

Seção de separação secundária – onde se separam as gotículas maiores de óleo, carregadas pelo gás após a separação primária, por decantação;

Seção aglutinadora – as gotículas menores de líquido são removidas do gás em meio porosos (áreas de contato que facilitam a coalescência e decantação).

Seção de acumulação de líquido - maior parte do líquido acumula-se no fundo do vaso, por um tempo de retenção de 3 a 4 min, suficiente para separação do gás remanescente ou água (trifásicos);

Sistemas de Separação Sem separação de fluido – visa executar teste e avaliação da produção do poço; Escoamento do fluido– se dá em fluxo multifásico pelo oleoduto até a planta onde ocorrerá o processamento.

Sistemas de Separação Com separação bifásica - consiste de coletores de produção, separador de teste, separadores bifásicos, tanque acumulador (surge tank) e sistema de transferência .

Sistemas de Separação Com separação trifásica – possui permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste, separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e transferência de óleo;

Sistemas de Separação Com separação trifásica e tratamento de óleo – similar ao terceiro, possuindo adicionalmente um tratador eletrostático (tratamento do óleo).  Enquadrar o óleo nos padrões para Refino.

Separador Vertical x Horizontal
Separador Horizontal – mais eficientes na separação gás/líquido, uma vez que oferecem maior área de interface que permite maior decantação das gotículas presentes na fase gasosa, além de favorecer desprendimento de gás da fase líquida. Separador Vertical – requer menor área para instalação e tem geometria que facilita a remoção da areia depositada no fundo. Desvantagem para uso offshore (manuseio por causa da altura)

Problemas Operacionais
Espuma – causada por impurezas. problemas que pode gerar: reduz a área de escoamento do gás; aumenta o arraste de líquido na saída do gás. Parafina (HC’s de elevado peso molecular)- podem cristalizar-se e obstruir as linhas de transferência e equipamentos. Depositam-se nas placas coalescedoras e extratores de névoas. Deve-se operar a T superior à TIAC (temperatura de aparecimento de cristais)

Problemas Operacionais
Areia problemas que causam: Pode obstruir internos, acumular no fundo, causar erosão e/ou interrupção de válvulas. Emulsões – causam problemas ao controle de nível de líquido, o que leva a uma redução na eficiência de separação Arraste de óleo pelo gás – Ocorre quando o nível de líquido está muito elevado, há formação de espuma ou a saída de líquido está obstruída.

Processamento do Gás Natural
“mistura de hidrocarbonetos gasosos cuja composição abrange do metano ao hexano”. mais leve que o ar; não tem cheiro; sua combustão fornece 8000 a kcal/m3.

Impurezas presentes no Gás Natural inertes (N2): não apresenta reatividade gases ácidos: formam soluções ácidas em contato com a água (gás carbônico, compostos de enxofre) vapor d’água: causam corrosão, hidratos e deixam o gás fora das especificações.

Gás Associado Gás Não-Associado

Cadeia Produtiva do Gás Natural

Condicionamento do Gás Natural
É o conjunto de processo aos quais o gás é submetido de modo a remover ou reduzir teores de contaminantes para atender as especificações do mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. dessulfurização: remoção de compostos sulfurados. adoçamento: remoção de gases ácidos desidratação: remoção de água.

Plantas de Processamento Primário do fluido.

Remoção de gotículas de HC’s no gás (demister, filtro coalescedor).

Remoção de componentes ácidos.

Adoçamento Neutralização do H2S: Neutralização do CO2:

Aumentar a P (200 kgf/cm2) do gás natural.

Evitar a formação de meio corrosivo e impedir a formação de hidratos.

Pode ser realizado por processos de absorção ou adsorção. Solução de TEG (trietilenoglicol 98,5%)

A remoção de água através do processo de adsorção é realizada pelo uso de materiais que apresentam afinidade pela água, tais como a alumina, a sílica-gel e as peneiras moleculares. O adsorvente saturado é regenerado por ação do calor.

Separar as frações leves (metano e etano) das pesadas, que apresentam maior valor comercial.

Refrigeração simples: condensação dos HC’s mais pesados pela redução da temperatura. Absorção refrigerada: o gás é submetido ao contato com um fluido auxiliar (óleo de absorção), sob alta pressão e baixa temperatura.

Turbo-expansão: diminuição da T do gás, através da sua expansão numa turbina, provocando a condensação dos HC’s mais pesados. Expansão de Joule-Thomson: expansão do gás numa válvula, provocando a redução da pressão, e conseqüentemente, diminuição da Temperatura.

Frações mais pesadas: dão origem ao “gás liquefeito do petróleo” (propano e butano), conhecido como gás de cozinha. Gás natural processado: antes de ser processado é denominado “gás úmido”. Após o tratamento, o conhecido como gás residual, ou seja, gás seco (não possui hidrocarbonetos condensáveis).

Tratamento do Óleo No processo de produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejáveis é a ÁGUA. A quantidade de água produzida associada varia em função de uma série de fatores. Característica do reservatório; Idade do poço produtor (a quantidade de água aumenta com o tempo); Método de recuperação utilizado (injeção de água, vapor)

Tratamento do Óleo A presença de água provoca uma série de problemas nas etapas de produção e transporte. necessidade de super dimensionamento de instalações de coleta, armazenamento e transferência (bombas, linhas e tanques); maior consumo de energia; segurança operacional (problemas de corrosão-incrustação)

Tratamento do Óleo A eliminação da água, portanto:
proporciona um tempo de operação mais longo das diversas unidades e equipamentos; reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos; propicia operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com menores custos.

Tratamento do Óleo Emulsões A/O
A fase dispersa é a água e a fase contínua é o óleo cru (petróleo). De acordo com a dimensão das gotículas a água apresenta-se na fase óleo como: livre - diâmetro da gota superior a 1000 m; dispersão grosseira – diâmetro entre 100 e 1000 m; Emulsão pouco resistente ao tratamento - diâmetro da gota entre 20 e 100 m; Emulsão resistente ao tratamento - diâmetro da gota entre 0,5 e 20 m.

Tratamento do Óleo Estabilidade das Emulsões A/O
Três condições devem ser satisfeitas: existência de líquidos imiscíveis em contato; agitação para misturá-los intimamente; Existência de agentes emulsificantes – impedem o contato entre as gotas, e portanto, a coalescência.

Tratamento do Óleo Fatores que afetam a estabilidade das Emulsões A/O
a natureza do petróleo – quantidade de emulsificantes naturais presentes (resinas e Asfaltenos); o envelhecimento da emulsão – tempo que a emulsão levou para ser desestabilizada; a presença de sólidos – torna mais firme o filme interfacial, dificultando a coalescência.

Tratamento do Óleo Fatores que afetam a estabilidade das Emulsões A/O
o tamanho das gotas – quanto menor, menor a velocidade de sedimentação. o volume da fase dispersa – aumento da população, aumenta a probabilidade de colisão e coalescência.

Tratamento do Óleo Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
Adição de desemulsificante – 1º : produto químico desloca os emulsificantes naturais . 2º : coalescência das gotas. 3º : sedimentação das gotas, por segregação gravitacional .

Aquecimento É acompanhado pela diminuição da viscosidade do meio, aumentando a velocidade de sedimentação das gotas. Aumento do teor de água À medida que aumenta o teor de água, aumenta-se a população de gotas. Isso gera proximidade, resultando na segregação.

Uso de campo elétrico Uma gota submetida a um campo elétrico forma um dipolo induzido. As gotas alinham-se na direção do campo, ocorrendo a formação de dipolos induzidos de sentidos contrários.

Tratador Eletrostático

Tratamento do Óleo Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O

Tratador Eletrostático

Tratamento da Água

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