Qualificação do Petróleo Iara Santos. Intrínsecos ao petróleo: Quanto ao seu transporte e armazenamento: avaliar características de escoamento, acidez.

Apresentação em tema: "Qualificação do Petróleo Iara Santos. Intrínsecos ao petróleo: Quanto ao seu transporte e armazenamento: avaliar características de escoamento, acidez."— Transcrição da apresentação:

1 Qualificação do Petróleo Iara Santos

2 Intrínsecos ao petróleo: Quanto ao seu transporte e armazenamento: avaliar características de escoamento, acidez e estabilidade a estocagem; Quanto ao seu processamento: avaliando os quanto aos contaminantes que interferem negativamente nos processos de refino. Qualitativos: Indicam a adequação do petróleo à produção dos diversos derivados, com base na sua composição em termos de HC. Ex: alto teor de saturados  adequação a produção de D e Qav Quantitativos: De acordo com o rendimento dos derivados a serem produzidos, e considerando-se as unidades disponíveis no esquema de refino.

3 Avaliação do petróleo Características físicas -> indicativo do potencial de produção dos derivados pretendidos e das possíveis dificuldades de transporte, armazenamento e refino. Caraterísticas químicas-> composição do petróleo, em HC, teores de heteroátomos e contaminantes inorgânicos. Destilação do petróleo em lab : separação em frações, de acordo com o Peb, buscando se compor as chamadas frações básicas de refino Ex: nafta, Q, GO e resíduos, de forma a: Quantificar a produção dos derivados, de acordo com faixa de ebulição; Caracterizar as frações básicas pela determinação das ppdades físicas e químicas.

4 Propriedades físicas Densidade: indicativo do potencial de produção de frações de alto valor agregado ( densímetro API e o densímetro digital). Densidade: relação entre a massa específica a uma dada temperatura e a massa específica de um padrão a uma temperatura de referëncia, por exemplo, a água a 4 ºC ou a 15,6 ºC. Equação :É uma forma de expressar a densidade do petróleo, através de um índice adimensional. Excelente indicador de frações leves do petróleo. Não existe uma classificação geral adotada. Quanto maior for a densidade do petróleo, menor será o seu grau API, ou mais pesado será o petróleo. Grau API = (141,5/ dr(15,6/15,6)) - 131,5 sendo dr- densidade relativa amostra a 15,6ºC/ água a 15,6ºC Classificação Petróleos extraleve  API > 40 Petróleos leve  40>API >33 Petróleos médio  33>API> 27 Petróleos pesado  27> API>19 Petróleos extrapesado  19>API>15 Petróleos asfáltico  API <15

5 PVR_ Pressão de vapor Reid Método ASTM D 323 -> pressão resultante da formação de duas fases, vapor e líquido em equilíbrio, pelo aquecimento da substância a T= 37,8ºC. A PVR indica a presença relativa das frações leves, relacionadas à evaporação ( emissão HC para atm) e à segurança no manuseio e estocagem do produto.

6 Ponto de fluidez Método ASTM D 5950 Menor temperatura na qual uma substância ainda flui; Indicativo de parafinicidade do petróleo ou fração, pois maiores teores de HC parafínicos conduzem a maiores ponto de fluidez; Importante pois são definidas as condições de temperatura necessárias para a transferência em oleodutos e a estocagem do petróleo. APF (alto ponto de fluidez) : petróleo com Ponto de fluidez superior à temp. ambiente. BPF(baixo ponto de fluidez): petróleo com Ponto de fluidez inferior à temp. amb.

7 Viscosidade Definição: resistência ao escoamento de uma substância; Relacionado com o transporte do petróleo. Utilizado nos cálculos de engenharia; ASTM D 445 ( viscosidade a 40 C, mm2/s)

8 Caracterização química Determinação HC saturados e aromáticos, resinas e asfaltenos ( SARA) e dos heteroátomos presentes (S, N, metais) e teor de água e sais. Determinação cromatográfica ( SARA) – ASTM D 6560-> define a adequação do petróleo a produção de combustíveis líquidos de acordo com a demanda de mercado e ao esquema de refino. ( figura 2.14)

9 Composição de diversos petróleos pelo método SARA

10 Teor de enxofre e nitrogênio ASTM D 4294 e D 4629 Alto (ATE) e baixo teor S (BTE) ( limite 1%m/m) Para o N-> não existe limite ( altos teores N > 0,25% m) Figura 2.15 e 2.16

11 Índice de acidez total (IAT) Definição: quantidade KOH necessária para neutralizar os compostos ácidos presentes ( ASTM D664 ) e expresso em mg de KOH por 0,001 Kg de petróleo. Acidez total-> ácidos carboxílicos ( ácidos naftênicos) e os fenóis e derivados. Possibilidade de ocorrer corrosão em equipamentos que estejam em T= 220-440ºC. Uso de aço AISI 316 ou mistura petróleo para obter IAT< 500 mg KOH/0,001 Kg de petróleo. ( figura 2.17)

12 Teor de água e sais ( BS & W-basic sediments and water) ASTM D 96 (determinação de água emulsionada no petróleo) Valor limite BS &W < 1% v  para envio as refinarias; Sais presentes: íons CO3, SO4, NaCl, KCl, MgCl2  corrosão ( íons Cl- ) e incrustações ( CO3 e SO4). Tendência : usar métodos que meçam a condutividade elétrica dos sais ( contabiliza todos os sais presentes). A salinidade presente no petróleo pode variar muito pois a agua emulsionada ( salinidade ) depende da rocha reservatório.

13 Curva PEV ( ponto de ebulição verdadeiro) Petróleo: G, L e sólidos se estivessem isolados. Os gases estão solubilizados no meio L e os constituintes sólidos se mantem estáveis na forma de uma dispersão ( mistura homogênea). A mistura pode ser desestabilizada por aquecimento levando a vaporização das frações leves e/ ou pptação frações pesadas ( asfaltenos). Curva PEV-> determinação do rendimento dos derivados do petróleo. Procedimento: aquecimento paulatino sendo vaporizado no topo da coluna os componentes com Ponto ebulição igual ou menor do que a temperatura neste ponto. Etapas: desbutanização do petróleo ( C1 a C4) – condensador em -20ºC recolhido em gelo seco -> pesagem e cromatografia. Destilação atmosférica ( ASTM D 2892) com as frações destiladas recolhidas em volumes definidos de acordo com o tipo de petróleo e com o nível de detalhe para análise ( Temp. máxima 220ºC). Destilação subatmosféricas : O resíduo da etapa anterior novamente aquecido até 220ºC Limite 220 ºC -> evita o craquemanto térmico e o emprego pressão subatomicas-> vaporização máxima dos componentes ainda presente para facilitar o fracionamento. Ao final tempsubatomicas são convertidas em temp. equivalentes a pressão atm ( cálculos). Geração da Curva PEV ( temperatura x % destilado).

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15 Figura 2.20_Faixa de temperaturas de ebulição dos principais derivados Figura 2.19_Curva de Destilação PEV do petróleo

16 Tabela 2.11

17 Figura 2.21_ Rendimentos das frações básicas para diferentes tipos de petróleo

18 Referências Brasil, N. I; Santos Araujo, M. A; Molina de Sousa, E. C _ Processamento de petróleo e gas _LTC 2011( Capitulo 2 _ O Petróleo _ Marco Antonio Farah)