APROVEITAMENTO DE GÁS DE VASO SEPARADOR · referido vaso, para succionar o gás e enviá-lo para tratamento e processamento. Verificada a viabilidade técnica e econômica, seguiu-se

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA

APROVEITAMENTO DE GÁS DE VASO SEPARADOR

DISCENTE: NIKE NILVAN DA SILVA PINTO TEIXEIRA DAS NEVES BRITO

ORIENTADOR: DR. GILSON GOMES DE MEDEIROS

NATAL

2017

NIKE NILVAN DA SILVA P.T. DAS NEVES BRITO

Aproveitamento de gás de vaso separador

ORIENTADOR:

PROFESSOR DR. GILSON GOMES DE MEDEIROS

NATAL

2017

Trabalho de conclusão de curso apresentado à Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como requisito para aprovação na atividade obrigatória DEQ0536 – trabalho de conclusão de curso e obtenção do título de Bacharel em Engenharia Química.

Catalogação de Publicação na Fonte.

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN / Sistema de Bibliotecas - SISBI

Biblioteca Setorial Prof. Horácio Nícolas Solimo - Engenharia Química - CT

Brito, Nike Nilvan da Silva Pinto Teixeira das Neves.

Aproveitamento de gás de vaso separador/ Nike Nilvan da Silva Pinto Teixeira das

Neves Brito. - Natal, 2017.

65f.: il.

Orientador: Gilson Gomes de Medeiros.

Monografia (Graduação) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro

de Tecnologia. Departamento de Engenharia Química. Programa de Pós-graduação

em Engenharia Química.

1. Indústria do petróleo - Monografia. 2. Gás natural - Guamaré (RN) -

Monografia. 3. Compressores parafuso - Monografia. I. Medeiros, Gilson Gomes de.

II. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título.

RN/UF/BSEQ CDU 665.612(02)

AGRADECIMENTOS

A Deus, inteligência suprema, causa primária de todas as coisas, pela

oportunidade de uma existência repleta de dádivas.

Ao meu marido, meu porto seguro, amigo e companheiro de todas as horas,

pelo apoio incondicional.

À toda a minha família, que, mesmo distante torce por mim, em especial minha

mãe, luz do meu caminho, meu maior exemplo de perseverança, trabalho honesto e

fé.

A todos os colegas de trabalho, gerente, supervisores e companheiros de lida,

por todo apoio, força e auxílio essencial que prestaram.

Aos colegas de curso, que me ajudaram muito, compartilhando o material das

aulas e principalmente seu conhecimento.

A todos da UFRN, servidores, professores, pela compreensão e todo apoio que

tornou possível a conclusão deste curso.

Enfim, aos amigos próximos e distantes, pelo carinho, pela constante presença

com uma palavra amiga.

RESUMO

O cenário atual da produção de petróleo e, principalmente, de gás natural no

Estado do Rio Grande do Norte é de queda. A bacia sedimentar potiguar, que produz

petróleo e gás desde 1976, já trabalha com métodos de recuperação como injeção de

gás, água e vapor. Para que haja um aumento na produção atual, seriam necessários

novos investimentos na área de recuperação e também pesquisa por novos poços, o

que é inviável no presente momento devido ao baixo preço do barril de petróleo.

Diante deste quadro, o presente trabalho teve como objetivo avaliar a probabilidade

de recuperação do gás natural do vaso separador que recebe a produção de óleo do

campo marítimo de Ubarana, e que era descartado por queima através de tocha. Tal

recuperação se deu pela instalação de uma unidade de compressão ao lado do

referido vaso, para succionar o gás e enviá-lo para tratamento e processamento.

Verificada a viabilidade técnica e econômica, seguiu-se com a instalação do

compressor e o gás, que era anteriormente descartado, une-se a outras correntes e

segue para tratamento e processamento, gerando um pequeno incremento na

produção de gás do Estado.

Palavras-chave: Vaso separador, compressor, recuperação, gás natural.

ABSTRACT

The current scenario of oil production and mainly natural gas in the state of Rio

Grande do Norte is down. The Potiguar sedimentary basin, which has produced oil and

gas since 1976, already works with recovery methods such as gas, water and steam

injection. A recovery in current production would require new investments in the area

and also a research for new wells, which is impracticable at the moment due to the low

price of the barrel of oil. The objective of this study is to recover the natural gas from

the separating vessel that receives the production of oil from the Ubarana maritime

field, which was discarded by burning through a torch. This recovery took place by the

installation of a compression unit next to the said vessel, to suction the gas and to send

it for treatment and processing. Once the technical and economical viability has been

verified, the compressor installation followed and the gas that was previously discarded

joins other streams and goes to treatment and processing, generating a small increase

in the state's gas production.

Keywords: Vessel separator, compressor, recovery, natural gas

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 – Plataforma Ubarana 2. ............................................................................. 15

Figura 2 – Bomba de vareta de sucção ou unidade de bombeio em campo onshore do

RN. ............................................................................................................................ 16

Figura 3 – Distribuição da produção de petróleo por Estado. ................................... 17

Figura 4 – Distribuição da produção de gás natural por Estado. ............................... 17

Figura 5 –Trecho do vaporduto em Alto do Rodrigues. ............................................. 18

Figura 6 – Escoamento da produção do Rio Grande do Norte.................................. 19

Figura 7 – Vista aérea do polo industrial de Guamaré. ............................................. 20

Figura 8 – Macrofluxo da unidade de tratamento e processamento de fluidos. ........ 21

Figura 9 – Fluxograma do processo de tratamento do óleo produzido nos campos

terrestres. .................................................................................................................. 22

Figura 10 – Fluxograma do processo de tratamento do gás. .................................... 23

Figura 11 – Fluxograma da UPGN. ........................................................................... 23

Figura 12 – Principais formatos de vaso de pressão ................................................. 26

Figura 13 – Alguns tipos de tampo ............................................................................ 28

Figura 14 – Alguns tipos de tampos planos .............................................................. 29

Figura 15 – Demister de aço inixodável .................................................................... 30

Figura 16 – Vasos separador líquido-vapor horizontal com demister ........................ 31

Figura 17 – compressor de parafuso Mycom ............................................................ 33

Figura 18 – Fases de sucção do compressor Mycom ............................................... 35

Figura 19 – Fase da compressão do compressor Mycom ......................................... 35

Figura 20 – Fase de descarga do compressor Mycom ............................................. 36

Figura 21 – Vaso V-SD-500 que recebe as produções de Salina Cristal, Serra-Macau

e V-02. ....................................................................................................................... 37

Figura 22 – Divisão da seção transversal de um vaso horizontal .............................. 39

Figura 23 – Alturas referente ao volume do tampo ................................................... 40

Figura 24 – Simulação das correntes de gás de chegada no vaso V-SD-500 utilizando

HySys. ....................................................................................................................... 43

Figura 25 – Níveis e bocais do vaso V-SD-500. ........................................................ 50

Figura 26 – a) vaso 02, b) filtro, c) válvula de controle e d) bombas ......................... 52

Figura 27 – Vista superior da UC-02. ........................................................................ 53

Figura 28 – a) Abrigo de painéis onde está o CLP, b) IHM do compressor. ............. 54

Figura 29 – Sistema de arrefecimento do compressor UC-02. .................................. 55

Figura 30 – Sistema de alívio de gases. ................................................................... 56

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ATP-M - Ativo de Produção Mar

ATP-MO - Ativo de Produção Mossoró

CLP - Controlador Lógico Programável

DNPM - Departamento Nacional de Produção Mineral

DPCM - Desenvolvimento da Produção Construção e Montagem

ECUB - Estações de Compressão de Gás De Ubarana

EIA - Estação de Injeção de Água

EMED – Estação de Medição

ETA - Estações de Tratamento de Água

ETAP - Estação de Tratamento de Águas Servidas

ETE - Estação de Tratamento de Efluentes

ETO - Estação de Tratamento de Óleo

EVTE – Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica

GLP – Gás Liquefeito de Petróleo

PAG01 - Plataforma de Agulha 1

PARB1 - Plataforma de Arabaiana 1

PART1 - Plataforma de Aratum 1

PAT01 - Plataforma de Atum 1

PBIQ1 - Plataforma Biquara

PCIO1 - Plataforma de Cioba

PCR01 - Plataforma de Curiman 1

PCS - Poder Calorífico Superior

PEP01 - Plataforma de Espada 1

POUB1 - Plataforma oeste de Ubarana 1

PPE02 - Plataforma de Pescada 2

PPE1B - Plataforma de Pescada 1B

PRFV - Plástico Reforçado com Fibra de Vidro

PUB01 - Plataforma de Ubarana 1

PXA01 - Plataforma de Xareu 1

QAV – Querosene de Aviação

RLAM - Refinaria Landulpho Alves

RPCC - Refinaria Potiguar Clara Camarão

UPGN - Unidades de Processamento de Gás Natural

UTG – Unidade de Tratamento de Gás (remoção de sulfetos)

UTPF - Unidade de Tratamento e Processamento De Fluidos

LISTA DE SÍMBOLOS

AV - Área para escoamento do vapor

Dalim - Diâmetro nominal de alimentação

Dcond - Diâmetro nominal saída de condensado

Dgás - Diâmetro nominal de saída de gás

Dvaso - Diâmetro do vaso

Fh - Fator de velocidade, separação horizontal

H - Altura de líquido no tanque

K - Constante de Velocidade

P - Pressão

Qcond - Vazão de Condensado

Qgás - Vazão de gás

T - Temperatura

TRet - Tempo de Retenção

Valim - Velocidade de alimentação

Vbc - Velocidade no bocal de condensado

Vbe - Velocidade no bocal de entrada

Vbs - Velocidade no bocal de saída (gás)

Vcond - Volume de condensado

VK - Velocidade crítica para o vapor

VP - Velocidade de projeto

ρcond - Massa específica do condensado

ρgás - Massa específica do gás

ρmist - Massa específica da mistura

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 14

2 PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NO RIO GRANDE DO NORTE ............................ 15

2.1 Histórico da produção.......................................................................................... 15

2.2 Características da produção no estado ............................................................... 18

2.3 Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UTPF) ............................ 19

2.4 Tratamento do óleo produzido ............................................................................. 21

2.5 Processamento do gás produzido ....................................................................... 22

3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .............................................................................. 24

3.1 Vasos de pressão ................................................................................................ 24

3.1.1 Formatos e posições ........................................................................................ 25

3.1.2 Tampos ............................................................................................................ 27

3.1.3 Outros constituintes .......................................................................................... 29

3.1.3.1 Demister ........................................................................................................ 30

3.1.4 Vasos separadores líquido-vapor ..................................................................... 31

3.2 Compressores ..................................................................................................... 32

3.2.1 Compressores de parafuso .............................................................................. 33

3.2.1.1 Processo de sucção ...................................................................................... 34

3.2.1.2 Processo de compressão .............................................................................. 35

3.2.1.3 Processo de descarga ................................................................................... 35

4 AVALIAÇÃO DO VASO SEPARADOR HORIZONTAL V-SD-500 .......................... 37

4.1 Bases e Premissas .............................................................................................. 37

4.2 Metodologia Utilizada, Parâmetros e Considerações .......................................... 38

4.3 Metodologia de Avaliação ................................................................................... 41

4.4 Simulações através do Hysys® ........................................................................... 43

4.4.1 Simulação de condição mais rigorosa .............................................................. 44

4.5 Avaliação das capacidades máximas de gás e condensado ............................... 45

4.5.1 - Cálculo do volume de líquido ......................................................................... 45

4.5.2 Níveis operacionais .......................................................................................... 45

4.5.3 Área de passagem de vapor ............................................................................ 46

4.5.4 Velocidade máxima admissível para o vapor ................................................... 46

4.5.5 Velocidade de projeto e velocidade do vapor ................................................... 46

4.5.6 Vazão máxima de vapor ................................................................................... 46

4.6 Avaliação dos bocais ........................................................................................... 47

4.6.1 Bocal de alimentação ....................................................................................... 47

4.6.2 Bocal de saída de gás ...................................................................................... 48

4.6.3 Bocal de saída de condensado ........................................................................ 48

4.7 Revisão do cálculo .............................................................................................. 49

4.7.1 – Vazão máxima - bocal de saída de gás - 4”– revisada .................................. 49

4.8 Resumo dos resultados ....................................................................................... 49

5 SISTEMA DE APROVEITAMENTO DO GÁS ........................................................ 51

5.1 Descrição operacional do sistema de aproveitamento do gás ............................ 51

5.2 Descrição operacional do sistema de controle .................................................... 53

5.3 Descrição do sistema de resfriamento do compressor ........................................ 54

5.4 Sistema de alívio do compressor UC-02 ............................................................. 55

6 VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DO COMPRESSOR ................... 56

7 CONCLUSÃO ......................................................................................................... 61

8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 63

14

1 INTRODUÇÃO

A bacia sedimentar potiguar produz petróleo e gás desde a década de 1976.

Com métodos de recuperação como injeção de gás, água e vapor, aplicados ao longo

dos anos, teve seu pico de produção nos anos 2000, o que levou a Petrobras a

construir uma unidade de produção de diesel, uma de querosene de aviação e mais

uma Unidade de Processamento de Gás Natural, UPGN, em suas instalações no polo

industrial de Guamaré, totalizando hoje três UPGN’s. Com o cenário atual de baixa no

preço do barril de petróleo, novos projetos para recuperação da produção de poços

maduros, ou até mesmo novos poços, se tornaram inviáveis, o que levou a uma queda

considerável principalmente na produção de gás natural. A consequência desta queda

na produção de gás foi o encerramento das atividades de duas UPGN’s, estando

operacional hoje apenas a que processa menor carga.

Com o objetivo de gerar um incremento na produção de gás do polo industrial

de Guamaré, trabalhamos neste projeto que visa a recuperação de gás do vaso

separador V-02 que recebe a produção do campo marítimo de Ubarana, a qual era

anteriormente descartada. Esta recuperação se deu pela instalação de uma unidade

de compressão UC-02, que realiza o pré-tratamento no gás e o envia para o

tratamento propriamente dito. O gás, antes descartado, segue agora tratado para

processamento e produção de gás industrial.

Faremos inicialmente uma breve apresentação sobre a produção de óleo e gás

no Estado, assim como uma descrição das instalações do polo industrial de Guamaré

e abordaremos as bases teóricas sobre compressores e vasos separadores gás-

líquido; mostraremos o dimensionamento realizado para a verificação de viabilidade

técnica, ou seja, se as instalações existentes suportariam mais esta carga de gás,

mesmo que pequena; descreveremos o funcionamento de cada etapa da nova

unidade de compressão instalada; mostraremos, de forma simplificada, a viabilidade

econômica do projeto.

15

2 PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NO RIO GRANDE DO NORTE

2.1 Histórico da produção

No Rio Grande do Norte, 15 municípios produzem petróleo e gás natural, São

eles: Alto do Rodrigues, Apodi, Areia Branca, Assu, Caraúbas, Carnaubais, Felipe

Guerra, Governador Dix Sept Rosado, Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto

do Mangue, Serra do Mel e Upanema.

As primeiras pesquisas de petróleo no Estado tiveram início ainda em 1943

pelo Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM. Até o começo da década

de 1970, prevaleceram estudos de reconhecimentos da bacia, a maioria feita pela

Petrobras, utilizando geologia de superfície, métodos geológicos e perfuração de

poços (JESIEL, 2007 apud ROCHA, 2010).

O primeiro campo descoberto foi marítimo e denominado Ubarana, está em

operação desde 1976 é localizado na costa de Guamaré, município distante 180

quilômetros da capital do Estado. O primeiro poço terrestre, perfurado em Mossoró,

entrou em operação em 1979 e ainda permanece em atividade. Na Figura 1, está

mostrada a maior plataforma em operação atualmente, no campo de Ubarana.

Figura 1 – Plataforma Ubarana 2.

Fonte: Freire, 2012.

16

Hoje, o Estado possui 13 campos de produção de petróleo em água rasas

(Agulha, Arabaiana, Aratum, Atum, Biquara, Cioba, Curimã, Espada, Oeste de

Ubarana, Pescada, Dentão, Ubarana e Xareu), totalizando 36 plataformas marítimas

(PAG01 e 02, PARB1 e PARB3, PART1 e 2, PAT01 a 03, PBIQ1, PCIO1, PCR01 e

02, PEP01, POUB1 e 2, PPE02 e 03, PPE1B, PUB01 a 15, PXA01 a 03), sendo que

apenas as PUB02 e 03 são habitáveis, mas somente a PUB02 possui equipe de

manutenção e operação embarcada, e com 76 poços produtores. Em terra, possui 83

campos terrestres, onde apenas 15 não são operados pela Petrobras, com 4.023

poços produtores e 96 estações coletoras. O Rio Grande do Norte é o maior produtor

onshore do Brasil. O Canto do Amaro é o maior campo terrestre em produção no país,

entrou em operação em 1986 e está localizado no município de Mossoró. Na Figura

2, está mostrado um poço em produção de campo onshore no Rio Grande do Norte.

Figura 2 – Bomba de vareta de sucção ou unidade de bombeio em campo onshore do RN.

Fonte: Santos, 2013.

O Rio Grande do Norte produz atualmente cerca de 50.000 bbl/d de petróleo e

1.100 Mm3/d de gás natural, tendo produzido no mês de fevereiro deste ano 51.150

bbl/d de petróleo e 1.195 Mm3/d de gás natural, segundo boletim da produção de

petróleo e gás natural de fevereiro de 2017 da Agência Nacional de Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis, ANP. Estes dados colocam o Estado em quarto lugar na

17

produção nacional de óleo e em oitavo lugar na produção de gás natural, conforme

pode ser verificado nas Figuras 3 e 4 a seguir.

Figura 3 – Distribuição da produção de petróleo por Estado.

Fonte: ANP, 2017.

Figura 4 – Distribuição da produção de gás natural por Estado.

Fonte: ANP, 2017.

18

2.2 Características da produção no Estado

A maioria do petróleo produzido no Brasil é pesado, isto é, formado

principalmente por hidrocarbonetos de tamanho molecular elevado, possivelmente

degradado devido à ação de bactérias, ocorrendo a perda das frações de parafinas

normais e de isoparafinas, elevando a sua viscosidade e acidez, bem como reduzindo

seu grau API (PARENTE, LIMA NETO, LANDAU, 2005). Seguindo o cenário nacional,

o Rio Grande do Norte também produz mais óleo pesado do que leve.

Os campos produtores do Estado são em sua maioria campos maduros, ou

seja, seus poços estão em estágio avançado de explotação, e para aumentar sua

produção necessitam da aplicação de diferentes técnicas de recuperação de petróleo.

São utilizados métodos de recuperação secundária com a injeção de água ou

reinjeção de gás e o método térmico de recuperação terciária com injeção cíclica de

vapor.

Para a injeção de vapor em seus poços, a Petrobras dispõe de geradores

próprios, que ficam nos campos produtores, e conta também com o vapor gerado pela

usina termelétrica Jesus Soares Pereira, a Termoassu. O vapor gerado pela

Termoassu chega até os campos de Estreito e Alto do Rodrigues através de

tubulação. Devido à distância entre a termelétrica e os campos produtores de petróleo,

a tubulação possui cerca de 30 quilômetros, sendo considerada o maior vaporduto do

mundo. Na Figura 5, está mostrado um trecho do vaporduto chegando a um poço

produtor.

Figura 5 –Trecho do vaporduto em Alto do Rodrigues.

Fonte: Invest NE, 2010.

19

A produção terrestre segue por meio de tubulação para as estações coletoras,

as quais estão situadas em pontos estratégicos dos diversos campos. Nas estações

coletoras, as corrente de fluidos dos diferentes poços passam por um processamento

primário simples, que consiste apenas na separação por decantação do gás, do óleo

e da água produzida. Nos campos marítimos, este processamento é feito nas

plataformas. Após a separação, todo óleo, gás e parte da água produzida são

transportados por tubulações até o polo industrial de Guamaré, onde passa por um

tratamento mais completo que inclui tratamento e estabilização do óleo,

condicionamento, compressão e processamento do gás, tratamento da água oleosa,

além do tratamento de água para descarte, que é realizado na unidade de tratamento

e processamento de fluidos, UTPF. Na Figura 6, está ilustrado o fluxo do escoamento

da produção do RN.

Figura 6 – Escoamento da produção do Rio Grande do Norte.

Fonte: adaptado de Petta et al, 1995 apud Nóbrega, 2001.

2.3 Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UTPF)

A unidade de tratamento e processamento de fluidos, UTPF, localiza-se no polo

industrial de Guamaré, área pertencente à Petrobras, onde também estão localizados:

o terminal de armazenamento e transferência de óleo da Transpetro e a Refinaria

20

Potiguar Clara Camarão, RPCC. Na Figura 7, está ilustrada toda a estrutura citada do

polo de Guamaré, onde a maior área ocupada faz parte da UTPF.

Figura 7 – Vista aérea do polo industrial de Guamaré.

Fonte: Brendler, 2010.

A UTPF é constituída por: três unidades de processamento de gás natural

(UPGN’s), porém duas delas estão definitivamente desativadas; quatro estações de

compressão de gás (ECUB’s); uma unidade de remoção de sulfetos (UTG); uma

unidade de tratamento de óleo (ETO); três estações de tratamento de efluentes

(ETE’s); duas estações de tratamento de água (ETA’s); uma estação de tratamento

de águas servidas (ETAP) e uma estação de injeção de água (EIA).

Todo o gás produzido, tanto nos campos terrestres quanto marítimos, passa

por processo de remoção de sulfetos na UTG, é comprimido nas ECUB’s, processado

na UPGN e segue para consumo através dos gasodutos Gasfor, que vai de Guamaré

a Fortaleza e Nordestão, que vai de Guamaré a Pilar, no Estado de Pernambuco. Os

gasodutos citados são operados pela Transpetro, que também possui base no polo

de Guamaré, como já citado anteriormente.

A produção de óleo do estado é tratada na ETO. Parte do óleo é entregue à

Transpetro, que o envia à Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, por navio. A

outra parte do óleo tratado segue para os tanques de carga das unidades de Diesel e

Querosene de Aviação da RPCC. A água retirada do óleo como efluente é tratada nas

21

ETE’s para ser descartada nos emissários submarinos. Na Figura 8, está mostrado o

fluxograma dos processos citados.

Figura 8 – Macrofluxo da unidade de tratamento e processamento de fluidos.

Fonte: própria autora, 2017.

2.4 Tratamento do óleo produzido

O óleo produzido nos campos terrestres é direcionado para os tanques de

lavagem a frio, onde parte da água é separada por decantação e drenada para a ETE.

Em seguida, o óleo é bombeado para os tanques de lavagem a quente, onde é

aquecido com fluido térmico e mais uma parcela de água é separada e enviada para

a ETE. O óleo é por fim bombeado para os tratadores eletrostáticos, onde é retirado

o restante da água emulsionada. Uma parte da produção de óleo terrestre segue para

os tanques de carga das unidades de diesel e de QAV da RPCC, conforme

capacidade de processamento da refinaria, e o excedente, ou seja, o que não pode

ser processado pela RPCC, segue para a Transpetro, como já mencionado no item

anterior. Na Figura 9, está ilustrado o processo de tratamento do óleo produzido nos

campos terrestres.

22

Figura 9 – Fluxograma do processo de tratamento do óleo produzido nos campos terrestres.


Os campos marítimos produzem mais gás do que óleo e por esta razão, a

produção destes campos é recepcionada em vaso de expansão, onde acontece a

liberação do gás. O óleo é bombeado para o tanque de lavagem a quente, onde a

água emulsionada é drenada para a ETE. Diferentemente do óleo terrestre, toda a

produção dos campos marítimos segue para os tanques de carga da unidade de diesel

da RPCC.

2.5 Processamento do gás produzido

A UTPF recebe Gás Natural do Ativo de Produção Mar, ATP-M, e do Ativo de

Produção Mossoró, ATP-MO. O gás proveniente do ATP-M chega à UTPF através de

três dutos de 26 polegadas. O gás do ATP-MO chega através de um gasoduto de 10

polegadas. O gás natural é previamente tratado na UTG de baixa pressão visando a

remoção do H2S, que é realizada em leitos de óxido de ferro (SULFATREAT) ou

adsorvente bio-ativo (ULTRASORB), e a remoção de umidade é realizada em leitos

de peneiras moleculares. A Estação de Compressores de Ubarana, ECUB, comprime

o Gás Natural que será processado na UPGN para a produção de GLP e Gás

Industrial. Na Figura 10, está ilustrado o processo de tratamento do gás produzido.

23

Figura 10 – Fluxograma do processo de tratamento do gás.


O gás comprimido na ECUB vai alimentar a UPGN, que tem por finalidade

retirar do Gás Natural o Gás Industrial, o GLP e a Gasolina Natural através de um

processo de turbo expansão. O gás industrial produzido na UPGN é disponibilizado

para o mercado através das máquinas de recompressão. A produção de gás industrial

é distribuída pelos gasodutos Nordestão e Gasfor. Parte do gás industrial produzido é

comprimido a cerca de 180 kgf/cm² e enviado para as plataformas marítimas de

Ubarana para ser utilizado nos processos de gás-lift e injeção. Na Figura 11, está

ilustrado o processamento do gás realizado na UPGN.

Figura 11 – Fluxograma da UPGN.


24

Todo o GLP produzido na UPGN, conforme especificação do produto, é

odorizado e armazenado em esferas e após emissão do certificado, é liberado para

distribuição. O Gás Industrial produzido de acordo com a especificação do produto,

recebe diariamente um Certificado de Composição do Gás. Baseado neste, calcula-

se o poder calorífico superior (PCS) do gás comercializado, que é utilizado para

estabelecer o preço, conforme a norma ASTM-D 3588.

3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Apresentado o histórico e as características da produção de óleo e gás no

estado, importantes para mostrar a necessidade do nosso projeto frente à queda de

produção principalmente de gás, vamos agora apresentar as bases teóricas do

trabalho. Este projeto teve como objetivo a instalação de uma unidade de compressão

para aproveitamento do gás do vaso separador que recebe o óleo do campo marítimo

de Ubarana. Este gás, que era descartado por queima através de tocha, segue agora

para tratamento e posterior processamento. Para dar base às etapas que se seguem,

caracterizaremos neste capítulo os principais equipamentos deste projeto, o vaso

separador e o compressor.

3.1 Vasos de pressão

O nome vaso de pressão designa genericamente todos os recipientes

estanques, de qualquer tipo, dimensão, forma ou finalidade, capaz de conter um fluido

pressurizado. Trataremos especificamente dos vasos de pressão que podem ser

considerados como equipamentos de processos, ou seja, onde materiais sólidos ou

fluidos sofrem transformações físicas e/ou químicas, ou os que se dedicam a

armazenagem, manuseio ou distribuição de fluidos (TELLES, 2007).

Ainda segundo Telles (2007), os vasos podem ser classificados como:

Vasos não sujeitos a chama:

• Vasos de armazenamento e acumulação.

• Torres de destilação fracionada, retificação, absorção etc.

25

• Reatores diversos.

• Esferas de armazenamento de gases.

• Trocadores de calor.

Vasos sujeitos a chama:

• Caldeiras.

• Fornos.

Numerosos processos de transformações físicas, bem como muitas reações

químicas, precisam ser efetuados em ambiente sob pressão. Para essa finalidade,

que é justamente a mais importante dos vasos de pressão, empregam-se, por

exemplo (TELLES, 2007):

• Torres de bandejas ou de recheios: processos de destilação fracionada,

retificação, absorção etc.

• Reatores diversos: craqueamento, reforma, dessulfurização, alcoilação

etc. de produtos de petróleo, diversas reações de catálise, inclusive

síntese de numerosos produtos químicos e outras reações efetuadas

sob pressão.

• Vasos separadores, separando óleos de água, gases de líquidos etc.

3.1.1 Formatos e posições

Quanto à posição de instalação, os vasos de pressão podem ser verticais,

horizontais ou inclinados. Na Figura 12, estão mostrados o diâmetro interno e o

comprimento entre tangentes, CET, de diversos tipos de vasos.

26

Figura 12 – Principais formatos de vaso de pressão.

Fonte: Telles, 2007.

Na maioria das vezes, o formato e a posição de um vaso decorrem da finalidade

ou do serviço do mesmo. Os vasos verticais são usados principalmente quando é

necessária a ação da gravidade para o funcionamento do vaso ou escoamento do

fluido. Tais são as torres de fracionamento, de retificação e de absorção, bem como

muitos reatores de catálise (TELLES, 2007).

Os vasos horizontais são usados para trocadores de calor e para a maioria dos

vasos de acumulação. Os vasos em posição inclinada são exceções, empregados

somente quando o serviço exigir, como, por exemplo, para o escoamento por

gravidade de materiais difíceis de escoar (TELLES, 2007).

Para a maior parte dos vasos o casco é cilíndrico. Isto porque o formato é mais

fácil de se fabricar e transportar, presta-se bem à maioria dos serviços, e é o que

permite o aproveitamento de chapas inteiras para a fabricação do vaso. Quando a

vazão ao longo do vaso é aproximadamente a mesma em todas as seções

transversais, o caso será um cilindro simples, como nos exemplos (a), (b), (c), (d) e

(e) da Figura 12. Quando houver grande diferença de vazão entre uma seção e outra

do mesmo vaso, devido a vários pontos importantes de entrada e saída de fluidos,

fazem-se cascos como um cilindro composto, com dois ou mais corpos cilíndricos de

diâmetros diferentes interligados por seções cônicas ou toroidais de concordância, de

tal maneira que a velocidade geral de escoamento dos fluidos ao longo do vaso seja

aproximadamente constante, aumentando-se o diâmetro onde a vazão for maior, e

27

vice-versa. A figura 12 (b) mostra um exemplo de um caso cilíndrico composto. A

velocidade geral de escoamento, aproximadamente constante ao longo do vaso, é

uma condição exigida pela maioria das reações e transformações de processo

(TELLES, 2007).

Teoricamente, o formato ideal para um vaso de pressão é uma esfera, com a

qual se chega a menor espessura de parede e ao menor peso, em igualdade de

condições de pressão e de volume contido. Entretanto, os vasos esféricos, além de

somente se prestarem como vasos de armazenamento, são caros, difíceis de fabricar,

ocupam muito espaço e raramente podem ser transportados inteiros. Por este motivo,

os vasos esféricos só são econômicos para grandes dimensões, sendo empregados,

neste caso, para armazenagem de gases sob pressão (TELLES, 2007).

O formato cônico é empregado para seção de transição entre dois corpos

cilíndricos de diâmetros diferentes, como mostrado na Figura 12 (b). Embora bem

raros, são também usados os formatos de esferas múltiplas e ovoides (TELLES,

2007).

Os vasos cilíndricos horizontais ou verticais podem, em alguns casos, ser

geminados, isto é, dois ou mais vasos de mesmo diâmetro, formando um único

conjunto, como mostrado na Figura 12 (e). Essa disposição, que resulta em economia

de tampos, de suporte e de espaço ocupado, pode ser vantajosa quando a pressão

pelo lado convexo do tampo intermediário é moderada (TELLES, 2007).

3.1.2 Tampos

Denominam-se tampos as peças de fechamento dos cascos cilíndricos dos

vasos de pressão. Na Figura 13, estão mostrados os diversos formatos de tampos,

dos quais os mais usuais são: elíptico, torisférico, cônico e plano.

28

Figura 13 – Alguns tipos de tampo.

Fonte: adaptado das figuras 1.4 e 1.6 do código ASME, seção VIII, divisão 1, apud Telles, 2007.

O tampo elíptico, Figura 13 (a), tem as seções transversais como uma elipse

geométrica perfeita. Pode ser construído com chapas da mesma espessura usada no

casco do cilindro, porque sua resistência à pressão interna é praticamente igual à do

cilindro de mesmo diâmetro (TELLES, 2007).

Os tampos torisféricos, Figura 13 (b), são constituídos por uma calota central

esférica, de raio Rc, e por uma seção toroidal de concordância, de raio Rk. Este tampo

é bem mais fácil fabricar do que o elíptico, e esta facilidade é tanto maior quanto

menos fundo for, isto é, quanto menor for o raio Rk. Inversamente, a sua resistência

será tanto maior quanto maior for Rk, permitindo chapas de menor espessura.

Qualquer tampo torisférico é sempre mais fraco do que um elíptico de mesmo diâmetro

e com mesma relação semieixos. Qualquer tampo torisférico é tanto mais resistente

quanto mais o seu perfil se aproxima de uma elipse perfeita. O tampo torisférico “falsa

elipse”, de acordo com o código ASME, seção VIII, pode ser considerado equivalente

ao tampo elíptico. Este tipo, “falsa elipse”, é o mais empregado, na maioria dos casos,

para vasos de quaisquer diâmetros (TELLES, 2007).

O tampo hemisférico, Figura 13 (c), é proporcionalmente o mais resistente de

todos, podendo ter cerca da metade da espessura de um casco cilíndrico de mesmo

diâmetro. Por outro lado, é difícil de construir e ocupa mais espaço devido sua altura

maior. É empregado para vasos horizontais em geral, vaso verticais de diâmetro muito

grande, quando as condições de processo permitem, e também para vasos pequenos

29

e médios para altas pressões, caso em que o tampo é de construção forjada integral

(TELLES, 2007).

Os tampos cônicos, Figura 13 (d), embora fáceis de construir, são pouco

usados por serem bem menos resistentes do que qualquer um dos anteriores. O seu

emprego limita-se ao tampo inferior de vasos em que seja necessário o esvaziamento

rápido completo, ou com fluidos difíceis de escoar, fluidos viscosos ou com sólidos em

suspensão, por exemplo (TELLES, 2007).

Existe uma grande variedade de tampos planos. Na Figura 14 estão mostrados

alguns exemplos. Os tipos (a) e (b) são tampos removíveis para vasos de baixa

pressão. O tipo (c) tem um flange cego aparafusado removível e o tipo (d) também é

removível mediante a retirada de um anel rosqueado no corpo cilíndrico, que o

mantém no lugar. Os tipos (e), (f) e (g) são tampos forjados, não removíveis, para

vasos de alta pressão (TELLES, 2007).

Figura 14 – Alguns tipos de tampos planos.

Fonte: adaptado das figuras UG-34 e UW-13.3 do código ASME, seção VIII, divisão 1, apud Telles,

2007.

3.1.3 Outros constituintes

Além dos componentes já citados, segundo Novo (1982), existem aqueles que

são inerentes ao serviço e tipo de equipamento empregado, tais como:

30

• Colunas: aneis Rashig/Pall, pratos perfurados valvulados, distribuidores

de líquidos, demisters, baffles etc.

• Reatores: spargers de gases, agitadores, leitos etc.

• Vasos separadores: chicanas, demisters, bota, etc.

Como itens comuns aparecem: bocais, bocas de visita e inspeção, válvula de

alívio e segurança, suportes, drenos e vents e os acessórios normais como

plataformas, escadas, isolamento, proteção antifogo (fireproof), etc.

3.1.3.1 Demister

Os eliminadores de névoa demister coletam essencialmente 100% de todas as

partículas líquidas de 2 a 5 micra de diâmetro de um vaso separador líquido-vapor,

dependendo dos parâmetros de projeto.

O demister é uma montagem de malhas com pequenas aberturas apoiadas e

retidas por grades. Quando uma corrente de vapor que transporta gotículas de líquido

passa através de uma malha de eliminação de névoa demister, o vapor move-se

livremente através da malha trançada, mas a inércia das gotículas faz com que elas

entrem em contato com as superfícies de arame, se unam e, em última instância,

drenem como gotículas grandes. Esse dispositivo está disponível em praticamente

qualquer tamanho ou forma, de acordo com as necessidades de cada projeto de

processos, em uma ampla gama de metais ou plásticos, tais como aço inox, alumínio,

cobre, titânio, PTFE, polipropileno etc. Na Figura 15, está mostrado um demister

confeccionado em aço inox.

Figura 15 – Demister de aço inixodável.

Fonte: Ningbo T.C.I CO. LTDA, 2017.

31

3.1.4 Vasos separadores líquido-vapor

Este tipo de vaso é assim denominado quando a sua finalidade é promover

uma separação de fases de uma mistura líquido-vapor, extraindo-se a corrente de

vapor pelo topo do vaso. Se a principal preocupação é obter-se vapor ou gás com o

mínimo possível de gotículas de líquido arrastadas, são conhecidos como vasos de

knock-out, K.O. drums (NOVO, 1982). Nestas aplicações costuma-se usar o já referido

demister.

A escolha entre um vaso horizontal ou vertical para esta aplicação está

relacionada com a proporção líquido/vapor da carga. Recomenda-se o uso de vaso

vertical quando a separação do líquido é muito pequena, em geral quando o arraste

do líquido é menor que 0,225 m3/h, e, portanto, o volume requerido para hold-up de

líquido é pequeno. O vaso vertical também, permite um controle mais fino do nível de

líquido. Finalmente, o vaso vertical deve ser usado quando a limitação se prende à

área disponível para instalação, por exemplo em plataformas. Quando é necessária

uma elevada taxa de separação líquido-vapor e, em consequência, o volume de hold-

up deva ser grande, usa-se o vaso horizontal (NOVO, 1982). Na Figura 16, está

mostrado um vaso separador horizontal.

Figura 16 – Vaso separador líquido-vapor horizontal com demister.

Fonte: Novo, 1982.

32

3.2 Compressores

Compressores são utilizados para proporcionar a elevação da pressão de um

gás ou escoamento gasoso. Dois são os princípios conceptivos no qual se

fundamentam todas as espécies de compressores de uso industrial: volumétrico e

dinâmico (RODRIGUES, 1991).

Nos compressores volumétricos ou de deslocamento positivo, a elevação da

pressão é conseguida através da redução do volume ocupado pelo gás. Diversas

fases constituem o ciclo de funcionamento: inicialmente, uma certa quantidade de gás

é admitida no interior de uma câmara de compressão, que então é cerrada e sofre

redução de volume. Finalmente, a câmara é aberta e o gás é liberado para consumo.

Trata-se, pois, de um processo intermitente, no qual a compressão propriamente dita

é efetuada em sistema fechado, isto é, sem qualquer contato com a sucção e a

descarga (RODRIGUES, 1991).

Os compressores dinâmicos ou turbocompressores possuem dois órgãos

principais: impelidor e difusor. O impelidor é um órgão rotativo munido de pás que

transfere ao gás a energia recebida de um acionador. Essa transferência de energia

se faz em parte na forma cinética e em outra parte na forma de entalpia.

Posteriormente, o escoamento estabelecido no impelidor é recebido por um órgão fixo

denominado difusor, cuja função é promover a transformação da energia cinética do

gás em entalpia, com consequente ganho de pressão. Os compressores dinâmicos

efetuam o processo de compressão de maneira contínua, e, portanto, correspondem

exatamente ao que se denomina, em termodinâmica, um volume de controle

(RODRIGUES, 1991).

Ainda segundo Rodrigues (1991), num quadro geral, os compressores podem

ser classificados de acordo com o princípio conceptivo:

Volumétricos:

• Alternativos

• Rotativos:

� Palhetas

� Parafusos

� Lóbulos

33

Dinâmicos:

• Centrífugos

• Axiais

O compressor do nosso projeto é um volumétrico rotativo de parafuso, faremos

a seguir a sua caracterização.

3.2.1 Compressores de parafuso

Segundo Silva (1980), um compressor de parafuso consiste essencialmente de

dois rotores ranhurados helicoidalmente, engrenando-se, colocados numa caixa

estacionária com portas de entrada e saída. Na Figura 17, estão mostradas as vistas

superior e frontal do compressor utilizado no projeto descrito por este trabalho.

Figura 17 – Compressor de parafuso Mycom.

Fonte: Silva, 1980.

34

O compressor de parafusos repete continuamente as fases de sucção,

transferência, compressão e descarga, a cada encontro de um par de filetes. Não tem

válvulas de sucção, nem descarga (SILVA, 1980).

Ainda segundo Silva (1980), há dois tipos de compressores de parafuso:

• Compressão seca (livre de óleo).

• De injeção de óleo: o óleo é injetado entre os lóbulos da máquina; o rotor

fêmea é acionado pelo macho diretamente; pode operar com altas

pressões para todas as aplicações com fluidos refrigerantes; requer

separador de óleo na descarga.

A injeção de óleo faz com que o rendimento volumétrico seja elevado, não há

fugas, e a compressão é quase isotérmica, o que gera economia de trabalho. O fluxo

de gás é contínuo, uniforme e não pulsante. O torque é constante, assegurando

desgaste mínimo das peças e manutenção reduzida. Como é um compressor

volumétrico, causando aumento de pressão por redução de volume, a operação é

estável numa ampla faixa de pressões e cargas. O movimento de rotação puro garante

operação suave com pequena vibração e baixo nível de ruído (SILVA, 1980).

3.2.1.1 Processo de sucção

O convexo do rotor macho e o côncavo do rotor fêmea engrenam-se

helicoidalmente e as bordas dos rotores são seladas pela carcaça. O ponto de sucção

ganhará gradualmente o espaço longitudinal do côncavo do rotor através do giro, até

o encontro da extremidade do convexo dos rotores, que forma a bolsa de relação

volumétrica (MAYEKAWA, 2007). Na Figura 18, estão mostrados os rotores durante

a fase de sucção.

35

Figura 18 – Fases de sucção do compressor Mycom.

Fonte: Mayekawa, 2007.

3.2.1.2 Processo de compressão

Continuando o giro, convexo e côncavo se engrenam helicoidalmente e se

inicia o deslocamento e a redução da bolsa, e gradualmente direcionando o fluxo para

a descarga (MAYEKAWA, 2007). Na Figura 19, está mostrada a etapa de

compressão.

Figura 19 – Fase da compressão do compressor Mycom.


3.2.1.3 Processo de descarga

Como já descrito anteriormente, forma-se a bolsa de relação volumétrica, e o

espaço vai se reduzindo até o encontro com o ponto de descarga completando purga

(MAYEKAWA, 2007). Na Figura 20, está mostrada a fase de descarga.

36

Figura 20 – Fase de descarga do compressor Mycom.


O convexo curvado e o côncavo curvado repetem o processo de sucção,

compressão e descarga. Especificamente para o compressor deste trabalho, um

compressor Mycom da Mayekawa, observa-se a ausência de válvulas, como é comum

em compressores alternativos, a ausência de vibração e a ocorrência de atritos. Além

disso, o processo é estável devido ao tipo de compressor de deslocamento positivo,

realizando trabalho suave em todas as condições de operação.

Segundo a Mayekawa (2007), a relação volumétrica é dada por:

�� =�� á �� í�� ã�

� �� á ��

A mesma relação pode ser dada pela Equação (1):

(��)� = �� á �� (1)

Onde:

Vi = relação do volumétrico designado

πi = relação de compressão designado

37

4 AVALIAÇÃO DO VASO SEPARADOR HORIZONTAL V-SD-500

Antes da instalação propriamente dita do compressor UC-02 para recuperação

do gás do vaso V-02, foi necessário fazer uma avaliação do vaso que receberia esta

nova corrente de gás, o vaso V-SD-500, considerando o processamento simultâneo

de três correntes gasosas: Salina Cristal, Serra-Macau e do vaso V-02, conforme as

Curvas de Produção. Na Figura 21, está mostrado o vaso avaliado.

Figura 21 – Vaso V-SD-500 que recebe as produções de Salina Cristal, Serra-Macau e V-02.


4.1 Bases e Premissas

A verificação do equipamento existente ao serviço pretendido foi feita com base

na folha de dados do equipamento, cujos parâmetros estão descritos a seguir:

• O vaso possui demister.

• Tempo de retenção de 5 minutos; segundo Branan (2005), valor prático

para aplicações semelhantes - a faixa de variação é de 5 a 10 min.

• Para avaliação do vaso, e considerando a pouca quantidade de

condensado, estimou-se uma vazão de condensado da ordem de 2 m3/h

(48 m3/dia). Os resultados das simulações mostraram valores de fase

38

condensada no vaso muito pequenos. Assim, optou-se em fixar um valor

limite de vazão de condensado, que, embora alto para esta aplicação,

proporciona, junto com o tempo de retenção selecionado, níveis

operacionais factíveis de controle.

• Cálculos de volumes, áreas e alturas de líquido são feitos usando

fórmulas geométricas para cálculo em vasos torisféricos horizontais, em

função de seu Diâmetro, (D), Comprimento, (L) e altura de líquido no

tanque (H).

• Com relação às curvas de produção, a Petrobras recomenda que, caso

o vaso não venha a contemplar toda a capacidade de produção prevista,

que se verifique se o mesmo poderá ainda executar o serviço reduzindo

uma fração da produção de Salina Cristal.

• Temperatura de operação do vaso = 20 °C;

• Pressão de operação do vaso = 5,0 kgf/cm2g;

• Diâmetro interno (Di) = 939,4 mm;

• Comprimento = 1700 mm;

• Bocal de entrada = 6 in;

• Bocal de saída de gás = 4 in;

• Bocal de saída de condensado = 2 in;

4.2 Metodologia Utilizada, Parâmetros e Considerações

Segundo Novo (1982), para o cálculo da velocidade do vapor, pode-se utilizar

a Equação (2), referente a vaso horizontal com demister:

VP/VK = Fproj = 1,15 (2)

No vaso horizontal, a seção transversal é dividida pelo nível de líquido HLL em

duas áreas, através das quais se dá o escoamento das fases vapor e líquido (NOVO,

1982). Na Figura 22, está mostrada esta divisão.

39

Figura 22 – Divisão da seção transversal de um vaso horizontal.

Fonte: Novo, 1982.

A relação entre a altura do HLL e o diâmetro do tambor é dada pela Equação

(3):

x = H/D (3)

A relação entre a seção transversal definida por HLL e a seção total do tambor

é dada pela Equação (4):

� =á� ! "# $ %& '(#

)*+

,

(4)

Para facilidade de cálculo, tabelas completas com valores de “x” e respectivos

valores de “y” estão disponíveis no Perry’s Chemical Engineer's Handbook (2008).

O volume de líquido no vaso será a soma do volume compreendido no trecho

cilíndrico e o volume dos dois tampos. A Equação (5) mostra como calcular o volume

do cilindro, a Equação (6) o volume dos tampos torisféricos padrão ASME e a Equação

(7) como calcular a área do tampo torisférico (NOVO,1982).

� = � ../+

0. 1 (5)

Vt = 0.081D3 (6)

At = 0.93D2 (7)

A uma altura H de líquido, o volume contido no tampo pode ser expresso em

função do volume total do tampo, como mostram as Equações (8). (9) e (10)

40

(NOVO,1982). A Figura 23 mostra as relações das alturas referentes ao volume do

tampo.

2 =3#4.3!5#�

3#4.(!&5# (8)

24 =3#4.4í67�"# 888

3#4.(!&5# (9)

1 − 2 − 24 =3#47& "# 4í67�"#.(;88<888)

3#47& "# (!&5# (10)

Figura 23 – Alturas referente ao volume do tampo.

Fonte: Novo, 1982.

O tempo de retenção do líquido considerado foi de 5 min, valor limite mínimo

aceitável para esse tipo de aplicação (separador horizontal).

O valor usualmente adotado para a constante de velocidade crítica, K, é o de

0,227 ft/s (0,0692 m/s), com o qual consegue-se uma separação bastante aceitável

para a maior parte das aplicações, com cerca de 2% em peso líquido arrastado

(NOVO, 1982).

Ainda segundo Novo (1982), os critérios para avaliação de bocais são:

• Alimentação: 60 ft/s /√ρmist ≤ Vbe (ft/s) ≤ 100 ft/s/√ρmist

• Saída de Gás: Vbs (ft/s) x √ρgás ≤ 60 ft/s

• Saída de Condensado: Vbc (ft/s) ≤ 6 ft/s

Níveis operacionais:

• LLL – Mínimo nível operacional; segundo Novo (1982) o valor prático é

de 6 pol ≈ 152 mm

41

• HLL – Máximo nível de líquido – Volume equivalente ao Tret definido, já

descontando o volume equivalente ao LLL. Segundo Novo (1982), é

usual fixar o HLL tal que a altura da fase vapor seja 20% do diâmetro

interno, com valor mínimo de 12 pol ≈ 304 mm.

• NLL – Nível normal de líquido: deve ser localizado a uma altura tal que

divida ao meio o volume contido entre os níveis HLL e LLL, ou seja, o

volume útil do vaso.

4.3 Metodologia de Avaliação

A partir das correntes de gás natural detalhas nas Tabelas 1 e 2, obtidas por

medição de vazão do processo informadas à ANP e cromatografia gasosa,

respectivamente, foi utilizado o software Hysys® para simular o comportamento da

mistura no V-SD-500. As correntes gasosas foram inicialmente saturadas com água,

em seguida misturadas e por fim a mistura foi enviada para o V-500, nas condições

de equilíbrio a 20 °C e 5,0 kgf/cm2 g.

Tabela 1 - Curva de produção das correntes de gás natural.

Ano Salina Cristal Serra-Macau V-02

1000 m3/dia

2010 6,4 - -

2011 51,64 - 3,494

2012 52,12 15,57 3,176

2013 113,33 19,62 3,762

2014 120 16,89 4,39

2015 111,81 16,18 4,953

2016 32,06 17,35 6,267

2017 32,06 14,89 8,792

Fonte: própria autora com bases nos boletins da ANP, 2017.

42

Tabela 2 - Composição em base seca

Componente Salina Cristal Serra Macau V-02

% mol

N2 1,823 3,182 1,34

CO2 2,12 1,417 2,66

O2 0 0,035 0,44

C1 95,761 71,286 39,96

C2 0,252 5,807 26,13

C3 0,015 7,48 14,52

IC4 0,004 3,015 9,15

NC4 0,011 3,992

IC5 0,001 0,991 3,24

NC5 0,002 1,027

C6 0,003 0,726 1,55

C7 0,002 0,566 0,75

C8 0,002 0,295 0,15

C9 0 0,09 0,01

C10 0,003 0,096 0 Fonte: própria autora, 2017.

As simulações feitas mostraram pouca condensação nas correntes, mesmo

fazendo uso de critérios mais rigorosos. Desse modo, conservativamente, optou-se

em adotar uma vazão de líquido, a qual, ainda que pequena em relação à corrente

gasosa, é muito superior aos valores obtidos via simulação, mas que permite uma

condição de cálculo confortável para a definição dos níveis operacionais do vaso,

aumentando a capacidade de processamento de gás. Na Figura 24 está ilustrada a

referida simulação.

A partir da simulação, foram obtidas a vazão e o volume de líquido no vaso, e

com estes dados calculou-se a área de passagem de vapor, bem como a vazão

máxima permissível para aquela geometria do vaso. Tal vazão é resultante de uma

velocidade de projeto.

Foi feita ainda uma análise sobre a adequação das vazões de entrada de vapor,

saída de gás e de condensado, aos diâmetros dos bocais, pois trata-se de um vaso

existente e a premissa, conforme recomendação da Petrobras, é avaliar qual a vazão

máxima de processamento do mesmo, sem alterá-lo.

43

Figura 24 – Simulação das correntes de gás de chegada no vaso V-SD-500 utilizando HySys.


4.4 Simulações através do Hysys®

Os cálculos a seguir analisaram o comportamento das correntes com relação a

formação de condensado. Observou-se a corrente de Salina Cristal, a de maior vazão,

porém com composição de pesados, componentes passíveis de condensação, quase

nulos. Em oposição a isso, a corrente do V-02, tem maior concentração de pesados.

Analisou-se a formação de líquido nas correntes de 2014 e 2016, que representam

melhor essas duas condições.

Os resultados, resumidos abaixo, confirmaram as expectativas, mostrando que

a condensação é muito pouca nas duas situações extremas, confirmando as

premissas de cálculo.

• Resultados para a corrente resultante, no vaso, para o ano 2014:

ρgás = 4,462 kg/m3

ρcond = 1.012 kg/m3

ρmist = 4,467 kg/m3

44

Qcond = 0,1108 m3/dia

(Equilíbrio @ 5,0 kgf/cm2g, 18 °C)


ρgás = 4,395 kg/m3

ρcond = 846,3 kg/m3



(Equilíbrio @ 4,9 kgf/cm2g, 20,5 °C)

4.4.1 Simulação de condição mais rigorosa

Por conta dos resultados obtidos na simulação feita no item 4.4, pouco

condensado, foi decidido fazer uma avaliação mais rigorosa, a partir dos dados dos

gasodutos. Usou-se então os dados de comprimento fornecidos e suprimiu-se a

corrente de Salina Cristal, isso porque a mesma é formada praticamente por

incondensáveis, o que desloca o equilíbrio para a não formação de condensados.

Novamente, pelos resultados abaixo, a formação de condensado é pequena.

Ainda que superior àquela obtida no item 4.4, ainda é inferior ao valor assumido de

modo conservativo, 2 m3/h, o qual foi mantido.


ρgás = 5,921 kg/m3





ρgás = 4,638 kg/m3



45

Qcond = 0,36 m3/dia

Foram selecionados dois anos críticos em termos de vazão: 2013, a maior

vazão de Serra – Macau, e 2017, novamente, a maior vazão do V-02. Ainda assim,

mesmo suprimindo o efeito Salina Cristal – na prática, sem condensáveis – observou-

se que a condensação ainda está muito abaixo do valor que se traçou como limite,

para esse estudo, 2 m3/h.

4.5 Avaliação das capacidades máximas de gás e condensado

4.5.1 - Cálculo do volume de líquido

Sendo:

TRet = 5 min

Qcond = 2 m3/h

Segundo Novo (1982), o volume de condensado é calculado pela Equação (11)

a seguir:

Vcond = Tret * Qcond (m3) (11)

Vcond = 0,167 m³

Acrescentando o volume de líquido abaixo do nível mínimo – Equivalente ao

LLL = 152 mm: 0,139 m3, tem-se;

VHLL = 0,306 m³

Esse volume corresponde a uma altura total de 260 mm (Nível máximo ~28%).

4.5.2 Níveis operacionais

LLL = H/D = 152/ 939,4 = 16%, nível mínimo (0,139 m3)

HLL = H/D = 260/ 939,4 = 28%, nível máximo (0,306 m3)

46

NLL = H/D = 209/939,4 = 22%, nível operacional normal (0,223 m3)

4.5.3 Área de passagem de vapor

Av (m2) = AT - AL = 0,693 – 0,156 = 0,537 m2

Sendo AT a área transversal total do vaso e AL a área transversal de líquido,

equivalente ao nível HLL.

4.5.4 Velocidade máxima admissível para o vapor

Segundo Branan (2005), essa velocidade é obtida através da Equação (12), a

seguir

VK (m/s) = K x [(ρcond – ρgás) / ρgás] ½ (12)

ρcond ≈ 930 kg/m3 (valor médio entre os calculados em 4.4)

ρgás = 4,4 kg/m3 (ver 4.4)

Sendo K, constante de velocidade crítica, 0,0692 m/s:

VK = 1,04 m/s

4.5.5 Velocidade de projeto e velocidade do vapor

Conforme Equação (2): VP/VK = Fh = Fproj = 1,15. Este fator vale para vasos

horizontais com demister. Logo a velocidade de projeto será:

VP/VK = 1,15

VP = 1,2 m/s

4.5.6 Vazão máxima de vapor

Segundo Branan (2005), a vazão máxima de vapor é calculada pela Equação

(13) a seguir:

QVAP (m3/h) = Av x VP x 3.600 (13)

47

Logo, tem-se,

2.320 m3/h (55.700 m3/dia) = 311.000 Nm3/dia @ (5 kgf/cm2 g, 20°C)

4.6 Avaliação dos bocais

Esta avaliação será feita primeiramente considerando-se as condições de

vazão de alimentação, vazão de líquido e vazão de vapor, calculadas acima, na

condição de projeto máxima.

4.6.1 Bocal de alimentação

Segundo Novo (1982), os critérios para avaliação do referido bocal são:

60 ft/s / √ρmist ≤ Vbe(ft/s) ≤ 100 ft/s / √ρmist

Calculando a velocidade do vapor no bocal de entrada:

ρmist ≈ 4,5 kg/m3 (0,281 lb/ft3) (Ver 4.1)

Dalim: 6” (154,1 mm)

Vbe = (2.320/3.600) / Sbe = 34,6 m/s (114 ft/s)

Análise dos critérios:

1) 60 ft/s / √ρmist = 113 ft/s (≤ 114 ft/s, atende)

2) 100 ft/s / √ρmist = 189 ft/s (≥ 114 ft/s, atende)

Portanto, verifica-se que o bocal de entrada de 6”, atende às exigências de

fluxo máximo.

48

4.6.2 Bocal de saída de gás


Saída de Vapor: Vbs(ft/s) x √ρgás ≤ 60 ft/s

Calculando a velocidade do vapor no bocal de saída:

ρVapor = 4,4 kg/m3 (0,275 lb/ft3)

Dgás: 4” (102,3 mm)

Vbs = (2.320/3.600)/ Sbs = 78,4 m/s (257 ft/s)

Vbs(ft/s) x √ρgás = 135 ft/s

Verifica-se que o bocal de saída de 4”, não atende às exigências de fluxo

máximo. Essa velocidade está muito elevada considerando o limite máximo, ≤ 60 ft/s.

4.6.3 Bocal de saída de condensado


Critério: Vbc(ft/s) ≤ 6 ft/s

Os dados do condensado são:

ρcond ≈ 930 kg/m3 (58,06 lb/ft3)

Dcond: 2” (52,5 mm)

Aqui, consideraremos a vazão limite que impusemos como premissa: Qcond = 2

m3/h

Vbcond = (2/3.600) / Sbocal = 0,257 m/s (0,84 ft/s)

Vbcond ≤ 6 ft/s – satisfatório.

49

4.7 Revisão do cálculo

Os cálculos demonstraram até aqui uma limitação do bocal de saída de gás,

que se apresenta relativamente pequeno, considerando a vazão de alimentação

calculada em 4.5.6. Verificando-se os dados de produção da Tabela 1, particularmente

para os anos 2013 a 2015, cuja soma de consumo para as três correntes é de 136.712

Nm3/dia, 141.280 Nm3/dia e 132.933 Nm3/dia, respectivamente, anos onde ocorre a

maior demanda de processamento, vê-se que a capacidade máxima calculada,

311.000 Nm3/dia é exagerada. Assim, o cálculo será refeito a seguir para obter a maior

vazão de processamento, considerando a limitação do bocal de saída de gás, e

veremos se este valor é possível de atender às demandas previstas de 2013 a 2015.

4.7.1 – Vazão máxima - bocal de saída de gás - 4”– revisada

Ainda segundo Novo (1982), Critério: Saída de Vapor: Vbs(ft/s) ≤ 60 ft/s / √ρGás

ρGás = 4,4 kg/m3 (0,275 lb/ft3)

Dgás: 4” (102,3 mm)

Vbs ≤ 60 ft/s/√ρGás => Vbs ≤ 114,4 ft/s => (34,9 m/s)

Qbs (Max) = 0,00822 x 34,9x 3.600 x 24 = 24.800 m3/dia @ (5kgf/cm2g, 20°C)

Qbs (Max) = 135.000 Nm3/dia

Vê-se que, entre 2013 e 2014, deveremos fazer pequenas reduções na

corrente de Salina Cristal, conforme bases e premissas definidas pela empresa, item

4.1, caso o sistema não seja totalmente adequado. Para os demais anos, o

dimensionamento do vaso é satisfatório.

4.8 Resumo dos resultados

Vazões máximas no vaso separador:

Vazão de condensado admitida: 2 m3/h (48 m3/dia).

Vazão máxima de vapor: 2.320 m3/h = 311.000 Nm3/dia @ 5 kgf/cm2g, 20 °C.

50

Vazão máxima de vapor:(valor revisado): 135.000 Nm3/dia@ 5 kgf/cm2g, 20 °C,

sendo esse o valor limitante de operação para o vaso.

Volumes Operacionais:

VHLL – Volume máximo de operação: 0,306 m3 – Corresponde a uma altura de

260 mm - 28% do diâmetro do vaso.

VNLL – Volume normal de operação: 0,223 m3 – Corresponde a uma altura de


VLLL – Volume mínimo de operação: 0,139 m3 – Corresponde a uma altura de


Avaliação dos Bocais:

• Bocal de Alimentação; Bocal F – 6” – Adequado;

• Bocal de Saída dos gases; Bocal V – 4” – Adequado;

• Bocal de Saída de Condensado; Bocal L – 2” – Adequado;

Na Figura 25, estão indicados os referidos bocais do vaso.

Figura 25 – Níveis e bocais do vaso V-SD-500.

Fonte: folha de dados do equipamento, 2017.

51

5 SISTEMA DE APROVEITAMENTO DO GÁS

O vaso V-02 da Estação de Tratamento de Óleo de Guamaré recebe a

produção de óleo bruto do mar da plataforma de Ubarana. Após separação gás-líquido

no V-02, a produção de óleo e água é transferida para os tanques de lavagem através

das bombas MB-02A/B. O gás era queimado na tocha TA-01. A vazão de gás

queimado na tocha era de aproximadamente 4,0 Mm³/d, podendo chegar a

aproximadamente 20,0 Mm³/d em 2023. O projeto consistiu na instalação de um

compressor elétrico de baixa pressão UC-02 para viabilizar o aproveitamento do gás

do V-02.

5.1 Descrição operacional do sistema de aproveitamento do gás

O compressor de baixa pressão, UC-02, para aproveitamento do gás, foi

instalado ao lado do vaso V-02 para facilitar as interligações do mesmo com o vaso

V-02.

O vaso V-02 recebe a produção bruta de Ubarana através de linha de 12

polegadas. Esta linha possui um filtro tipo cesto, FT-02, e em seguida uma válvula

SDV-07. O filtro cesto possui indicação de pressão diferencial com alarme de alta:

PDI-269, e PDAH-269, com set de 0,2 kgf/cm2. Possui um visor de nível, LG-27, um

transmissor de nível, LT-28, conectado a um controlador LIC que atua na válvula LV-

28, instalada na linha de descarga das bombas MB-02A/B. Existe no vaso uma chave

de nível muito baixo, LSLL-30, com alarme de nível muito baixo disponível no

supervisório, LALL-30, que, ao alarmar nível muito baixo desliga as bombas MB-

02A/B, e uma chave de nível muito alto, LSHH-29, com alarme de nível muito alto

disponível no supervisório, LAHH-29, que, ao alarmar nível muito alto, fecha a SDV-

07. Possui ainda um indicador e transmissor de pressão, PIT-264, com alarme de

pressão muito alta disponível no supervisório, com set de ajuste de 0,7 kgf/cm² g. Ao

alarmar pressão alta, fecha a SDV-617, a ser instalada na linha de sucção do

compressor, e abre a XV-616, a ser instalada na linha de alívio para tocha. Na Figura

26, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.

52

Figura 26 – a) Vaso 02, b) Filtro, c) válvula de controle e d) bombas.


A alimentação do Compressor UC-02 é proveniente do header de saída de gás

do vaso V-02, com diâmetro de 8 polegadas, classe de pressão 150 libras. Este

header possui duas derivações: a principal é a sucção do compressor, com diâmetro

de 6 polegadas, classe 150 libras, e a secundária é o alívio para tocha, com diâmetro

de 8 polegadas, classe 150 libras. O compressor UC-02 possui linha de descarga

independente de 3 polegadas, classe 150 libras, e foi interligada ao vaso separador

horizontal V-SD-500. A pressão máxima de operação no ponto de interligação é de

5,0 kgf/cm²man. A pressão de descarga do compressor é igual à pressão necessária

para o escoamento da produção. O header de descarga possui uma medição de vazão

de gás com indicação no supervisório, composta pelos seguintes instrumentos:

FE/FIT-265, PIT-265 e TIT-265. Ainda no header de descarga do compressor, existe

a válvula SDV-501, a qual bloqueia a descarga do compressor para o vaso separador

V-SD-500, no caso de atuação do sinal de nível muito alto do mesmo, LSHH-501. Na

Figura 27, está mostrada uma vista superior na UC-02.

a) b)

c) d)

53

Figura 27 – Vista superior da UC-02.


5.2 Descrição operacional do sistema de controle

O controle da Estação de Tratamento de Óleo de Guamaré é realizado por

Controlador Lógico Programável (CLP) e a Interface Homem Máquina (IHM) é

realizada no próprio compressor e também através de supervisório. A comunicação

entre o CLP e o supervisório é realizada através de rede ethernet.

O compressor UC-02 possui CLP individual que realiza o controle e

intertravamento das variáveis do compressor para proteção do processo,

equipamentos e pessoas. O CLP do compressor comunica-se com o CLP da ETO

através de rede ethernet, sendo que as variáveis referentes ao compressor podem ser

monitoradas e controladas local e remotamente, através de interface local ou do

supervisório. Na Figura 28, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.

54

Figura 17 – a) Abrigo de painéis onde está o CLP; b) IHM do compressor.


5.3 Descrição do sistema de resfriamento do compressor

O sistema de resfriamento é composto por um resfriador a ar (air cooler), P-04,

o qual possui um ventilador com acionamento elétrico. A água quente, retornando do

compressor, vai para o tanque pulmão TQ-076. O volume total de líquido no circuito é

ajustado para manter o tanque operando a aproximadamente 50%, conforme o LG. O

tanque dispõe de linhas de transbordamento e drenagem. É um tanque em PRFV

(plástico reforçado com fibra de vidro), que respira para a atmosfera e dele são

alimentadas as bombas de recirculação.

Do tanque, a água, ainda aquecida, segue para a bomba de circulação B-54

A/B, centrífuga, e daí segue para o air cooler P-04. A tubulação de sucção da bomba

é de 4 polegadas, classe de pressão 125 libras, a tubulação de descarga é de 3

polegadas, classe 125 libras. Cada bomba tem um PI local, no seu bocal de descarga

(PI-267 A/B).

Na sucção de cada uma das bombas, há um filtro tipo cesto simplex de 4

polegadas, FT-03 A/B, que existe para reter sedimentos e impurezas sólidas. Cada

filtro é monitorado por uma indicação de pressão diferencial, com alarme de alta e

com set de 0,4 kgf/cm2 (PDAH-266 A/B) – indicando ao operador a necessidade de

troca de bomba para limpeza do elemento filtrante.

No header de descarga da B-054 A/B, na alimentação do resfriador, haverá um

indicador e transmissor de temperatura, TIT-266, com indicação de temperatura no

a) b)

55

supervisório. Também no header de alimentação do resfriador, tem-se o PIT-268, que

intertrava com as bombas, parando-as numa condição próxima do shutt-off (PSHH-

268, 2,0 kgf/cm2 g)

Após resfriamento da água, a mesma será alimentada no compressor, também

por tubulação de 3 polegadas, classe de pressão125 libras. Na saída do resfriador,

será instalado um transmissor e indicador de temperatura, TIT - 267, com indicação

de temperatura no supervisório.

Existe ainda a linha de make-up do sistema, localizada no tanque TQ-076,

controlada por uma boia. Esta linha irá suprir as perdas de água no circuito e pelas

características, espera-se uma baixa reposição. A mesma é de 1 polegada, classe de

pressão 125 libras. Na Figura 29, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.

Figura 29 – Sistema de arrefecimento do compressor UC-02.


5.4 Sistema de alívio do compressor UC-02

São empregados um sistema de alívio de gases vindos do separador de

drenos, V-UC-01, e outro para as fases provenientes dos separadores de óleo V-UC-

02 e V-UC-03.

• Alívio do separador de drenos (V-UC-01): o sistema de alívio (para o

coletor de descarga das PSV’s) consta das PSV-1708 e PSV-1709 - set:

56

1030 kPa g (10,5 kgf/cm2 g), uma como reserva da outra, de uma linha

de despressurização manual, com duplo bloqueio.

• Alívio dos separadores de óleo (V-UC-02 e V-UC-03): os gases a serem

aliviados saem do segundo separador, V-UC-03, também para o coletor

de descargas das PSV’s. Consta das PSV-1731 e PSV-1732 - set: 1373

kPa g (14,0 kgf/cm2 g), uma como reserva da outra, além da linha de

despressurização manual, com duplo bloqueio. Também para o coletor

das PSV’s, segue a descarga da BDV-1704 (despressurização do

sistema por intertravamento de emergência). Na Figura 30, estão

mostrados alguns dos equipamentos citados.

Figura 30 – Sistema de alívio de gases.


6 VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DO COMPRESSOR

Um estudo de viabilidade técnica e econômica, EVTE, é algo extremamente

complexo e por si só já seria objeto de um trabalho completo e extenso. Faremos

neste capítulo apenas uma abordagem simplificada da viabilidade econômica da

instalação do compressor, para aproveitamento do gás do vaso V-02 que recebe a

produção do campo marítimo de Ubarana. Os dados apresentados são os divulgados

57

pela ANP em seus boletins mensais referentes à produção de gás da Petrobras no

Estado. Os preços referentes aos custos de material foram obtidos em consulta direta

ao fabricante do equipamento e equivalem ao equipamento completo já instalado. O

preço de venda do gás foi obtido por Ongaratto (2016). Os valores citados não são o

que realmente foram investidos pela empresa por se tratar de informação confidencial.

O método adotado é o venturi profit, ou lucro do empreendimento, lucro relativo

que estima a vantagem de investir no processo industrial, sujeito a um risco comercial,

em detrimento de um outro investimento que oferece uma taxa de retorno garantida i

[($/a)/$investido], com risco zero (PERLINGEIRO, 2015).

Estimou-se um montante Itotal de 4,5 milhões de reais investidos na implantação

e início da operação do processo. Uma vez em operação, o empreendimento deve

gerar uma receita R ($/ano), decorrente da venda do produto de acordo com a

Equação 14.

R = p * Prod (14)

Onde :

p = 0,72 R$/m3

Prod = 5.475.000,00 m3/ano

Logo, o valor da receita estimada é de:

R = 3.942.000,00 R$/ano

Dente os custos diversos está o custo com a matéria prima, Cmatprim, estimado

em R$ 2.500.000,00 por ano. Pode-se então calcular a margem bruta, MB, a partir da

Equação 15:

MB = R – Cmatprim (15)

A margem bruta estimada é de:

MB = 1.442.000,00 R$/ano

58

A margem bruta é a primeira avaliação do potencial econômico do processo

(PERLINGEIRO, 2015). Estimando um custo total, Ctotal, de 3 milhões de reais por

ano, pode-se então calcular o lucro bruto, LB, definido pela Equação 16.

LB = R – Ctotal (16)

O lucro bruto estimado é de:

LB = 942.000,00 R$/ano

O lucro bruto não avalia definitivamente o desempenho do empreendimento,

porque não retorna integralmente para o caixa. Em primeiro lugar, a empresa há que

se ressarcir do valor investido nas instalações físicas que se deterioram durante a vida

útil do processo (PERLINGEIRO, 2015). Isto corresponde ao investimento direto, Idireto,

que foi em estimado em 4 milhões de reais. A parcela deduzida contabilmente para

esta finalidade é chamada depreciação, D, e pode ser calculada pela Equação 17.

D = e * Idireto (17)

A depreciação aqui adotada é a linear, onde a taxa de depreciação, e, é igual

a 1/n, e n é o número de anos previstos como vida útil do processo, adotado como n

= 15 anos. Logo, o valor da taxa de depreciação, e, é de 0,07 R$/ano por R$ investido.

A depreciação propriamente dita é de:

D = 266.666,67 R$/ano

Com isto, pode-se calcular o lucro líquido (LA) antes de deduzir o imposto de

renda, dado pela Equação 18:

LA = LB – D (18)

LA = 675.333,33 R$/ano

59

Do valor acima, deve-se deduzir o imposto de renda, IR. O valor desta dedução

corresponde a uma taxa anal de imposto de renda, t, que, segundo a Receita Federal

brasileira, é de 15%, aplicados sobre o lucro tributável, que corresponde à diferença

entre o lucro bruto e a depreciação fiscal, Df, que é uma depreciação calculada com

uma taxa “d” de 10% segundo a Receita Federal, e determinada pela Equação 19.

Df = d * Idireto

Df = 400.000,00 R$/ano

IR = t * (LB-Df) (19)

IR = 81.300,00 R$/ano

O lucro líquido depois do imposto de renda, LD, é dado pela Equação 20.

LD = LA – IR (20)

LD = 594.033,33 R$/ano

Determinados estes parâmetros, inicia-se a caracterização do lucro do

empreendimento como um critério comparativo. Inicialmente, é deduzida,

contabilmente, uma parcela equivalente ao que a empresa lucraria com outro

empreendimento que lhe garanta uma taxa de retorno, i, sobre o Itotal que seria

investido no processo. Esta parcela é denominada retorno sobre o investimento

alternativo, RI, e pode ser calculado pela Equação 21. O valor típico para a taxa de

retorno i sobre investimento alternativo para a indústria de petróleo é de 0,11 [$/ano

por $ investido] (PERLINGEIRO, 2015).

RI = i * Itotal (21)

RI = 495.000,00 R$/ano

O lucro líquido, LL, descontado o retorno sobre o investimento alternativo é de:

60

LL = LD – RI (22)

LL = 99.033,33 R$/ano

Deve-se ainda deduzir uma parcela referente ao risco comercial que a empresa

entende correr com o empreendimento. Esta parcela é denominada compensação

pelo risco, CR, estimada aplicando-se ao Itotal uma taxa de risco h. O valor típico para

nosso tipo de empreendimento, onde ocorre redução de custo no processo existente

num ambiente estável, é de 0,01 [$/ano por $ investido] (PERLINGEIRO, 2015). A

compensação pelo risco é dada pela Equação 23.

CR = h * Itotal (23)

CR = 45.000,00 R$/ano

As taxas i e h podem ser somadas gerando a taxa de retorno com risco, im,

dada pela Equação 24.

Im = i + h (24)

Im = 0,12 R$/ano por R$ investido

A taxa de retorno sobre o investimento com risco é dada pela Equação 25.

RIR = im * Itotal (25)

RIR = 540.000,00 R$/ano

As parcelas RI e CR retornam ao caixa da empresa. O lucro do

empreendimento, LE, vem a ser, então, o lucro bruto, LB, deduzidos a depreciação,

D, o imposto de renda, IR, o retorno sobre o investimento alternativo, RI, e a

compensação de risco, CR (PERLINGEIRO, 2015), e é calculado pela Equação 26.

61

LE = LB – (D + IR + RI + CR) (26)

LE = 54.033,33 R$/ano

Este valor encontrado para LE significa que o investimento no processo, com

uma taxa de risco de 0,01, é mais vantajoso do que o investimento alternativo que

oferece uma taxa de retorno 0,11 e risco zero.

7 CONCLUSÃO

Referente à avaliação do vaso V-SD-500, verificou-se que o mesmo tem

condições de processar as quantidades solicitadas. Para se definir a condição mais

representativa de fluxo máximo, analisaram as citadas curvas e verificou-se que a

maior solicitação para o vaso, no período avaliado, ocorre nos anos 2013 a 2015,

devido à contribuição da vazão de Salina Cristal; os demais anos têm uma vazão bem

inferior à demanda desses três anos.

Relativamente às premissas de projeto, adotou-se um tempo de retenção de 5

minutos pois um maior tempo de retenção assegura uma adequada condição de

controle do nível do equipamento e permite uma maior flexibilidade operacional no

caso de descontrole a montante do vaso, evitando a perda do nível. Outra premissa

de projeto adotada foi a adoção de um Fator Fh = VP/VK = 1,15, o que permite o

processamento de maior vazão de vapor. Vale para os separadores que contém

demister, como no presente caso.

Não há como fugir à utilização de um dispositivo demister para o vaso avaliado.

Os cálculos mostram que o fator de velocidade, VP/VK, quando se usa esse dispositivo,

permite um aumento substancial da vazão de gás processado. No nosso caso, isso

envolve a diferença entre atender ou não às demandas de vazão.

As simulações mostraram que as correntes gasosas têm muito pouco

condensado a separar. Não fosse o fato de que já se tem um vaso horizontal

disponível, e já operando, poder-se-ia, para este serviço, usar um vaso de knock-out

vertical, com demister. Seria, seguramente um equipamento menor, e sendo vertical,

ocuparia uma menor área de implantação. Devido às baixas vazões de condensado,

optou-se por usar um valor de vazão bem superior ao esperado, e que permitiria um

62

dimensionamento confortável para os níveis de operação, considerando também o

tempo de retenção proposto. Tal superdimensionamento da vazão de condensado

não comprometeu a vazão de vapor, como se constatou.

Na avaliação dos bocais de alimentação, de saída de gases do vaso e de saída

de condensado, o cálculo original, para a capacidade plena de vapor, mostrou que o

bocal de saída de gás restringe a operação do vaso, relativamente à capacidade de

projeto. Os dois demais bocais demonstraram-se satisfatórios. Decidiu-se então pela

limitação do fluxo máximo, avaliando a vazão máxima do equipamento considerando

o fluxo máximo proporcionado pelo bocal de saída do gás. A vazão final fica reduzida

em quase 60% relativamente àquela de projeto.

Dos três anos de maior demanda (2013, 2014 e 2015), constatou-se que 2013

e 2014 apresentavam exigência de processamento ligeiramente superior ao

disponível do vaso. Nesse caso, uma pequena redução na corrente de Salina Cristal

é suficiente para atender às exigências do processamento. Para os demais anos, o

equipamento revela-se adequado. Ainda assim, é possível atender às necessidades

propostas nas curvas de produção, para os anos de maior demanda, demonstrando

estar o equipamento satisfatório.

Referente à avaliação econômica, pelo cenário já apresentado de queda de

produção de gás natural e falta de perspectivas recentes para implantação de novos

projetos para recuperação da produção dos campos maduros, verificou-se, com a

realização deste trabalho, que mesmo a recuperação de gás do vaso V-02 sendo

pequena, ou seja, pequena vazão obtida com a instalação do compressor UC-02, e o

lucro sendo irrisório, quando comparado a grandes investimentos que a empresa pode

fazer, o projeto é viável, pois é um tecnologia já conhecida e dominada pelo corpo

técnico da companhia e seus custos tanto para implantação quanto para a operação

são pequenos.

63

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APROVEITAMENTO DE GÁS DE VASO SEPARADOR · referido vaso, para succionar o gás e enviá-lo para tratamento e processamento. Verificada a viabilidade técnica e econômica, seguiu-se