Califórnia USA DISCIPLINA: PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E DO GÁS NATURAL

Califórnia USA

DISCIPLINA: PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E DO GÁS

NATURAL

EMENTAPROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL

1. Composição e Características do Óleo Cru

2. Fundamentos do Processamento Primário

3.2 Processos de Conversão;

3.1 Processos de Separação;

3.3 Processos de Tratamento;3.4 Processos Auxiliares;

3. Fundamentos da Tecnologia de Refino

4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural

PROVAS

1. Composição e Características do Óleo Cru

2. Fundamentos do Processamento Primário

3.2 Processos de Conversão;

3.1 Processos de Separação;

3.3 Processos de Tratamento;3.4 Processos Auxiliares;

3. Fundamentos da Tecnologia de Refino

4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural

PROVA 1

PROVA 2

PROVA 3

MÉDIA= (PROVA 1 + PROVA 2 + PROVA 3)/3 > 7,0 APROVADO < 7,0 PROVA FINAL

PROVA FINAL

1. PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁSNilo Indio do Brasil, Maria Adelina Santos Araújo e Elisabeth Cristina Molina de Sousa.Editora: LTC2. Apostilas da Petrobrás: disponibilizadas por email.

MÉDIA FINAL= [MEDIA DAS TRÊS PROVAS + NOTA DA PROVA FINAL]/2 MÉDIA FINAL > 5,0 APROVADOMÉDIA FINAL < 5,0 REPROVADO

PROVA FINAL: será elaborada com todo o conteúdo abordado ao longo da disciplina!!!

BIBLIOGRAFIA BÁSICA

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)

Hidrogênio 10 - 14

Carbono 83 - 87

Enxofre 0,05 - 6

Nitrogênio 0,1 - 2

Oxigênio 0,05 – 1,5

Metais (Fe, Ni e V) Até 0,3

Composição Elementar do Petróleo

“Petróleo é constituído por uma mistura complexa de compostos orgânicos e inorgânicos.”

Composição Química do Petróleo

Hidrocarbonetos

Não hidrocarbonetos

• Alifáticos;• Aromático

s;

• C, H e Heteroátomos;

• Asfaltenos e resinas;

• Contaminantes.

Composição do Petróleo

Constituintes do PetróleoHidrocarbonetos parafínicos: (latim-parafine “pequena atividade”.

• normais: CnH2n+2

• ramificados /isoparafinas:CnH2n+2

Constituintes do Petróleo

Propriedades de hidrocarbonetos parafínicos

Constituintes do PetróleoHidrocarbonetos Naftênicos

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


Propriedades de hidrocarbonetos naftênicos

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


• duplas ligações• Elevada instabilidade.

Hidrocarbonetos Olefínicos


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 PetróleoAVALIAÇÃO DO PETRÓLEO

Características Físicas transporte/armazenamento

Composição HC’s, heteroátomos e contaminante

Frações nafta, querosene, gasóleos e resíduos

Capítulo 2: Qualificação do PetróleoIntrínsecos 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)

- 131,5

ExtraleveDensidade (API) Classificação



• 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.

Capítulo 2: Caracterização Física• 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.

Capítulo 2: Caracterização Física• 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.

Capítulo 2: Caracterização Química• 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) < 1,0%


• 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.





Qualificação do Petróleo

Fundamentos do Processamento Primário do Petróleo

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 Via de regra, nenhuma fase é produzida separadamente.

Água emulsionada: requer tratamentos especiais para sua remoção.

Produção de Petróleo

Água de formação: pode ser arrastada pelo gás na forma de vapor. É removida por decantação.

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.

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

Processamento Primário do Petróleo

Portanto, o PPF abrange:a. Separação do óleo, do gás e da água com

as impurezas em suspensão.b. Tratamento ou condicionamento dos HC’sc. Tratamento da água para reinjeção ou

descarte.


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)”.

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

Os fluidos produzidos passam, inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo.

PPF - Vasos Separadores

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.


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


• 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;


• 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

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 10000 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.

Condicionamento do Gás NaturalPode 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 .

Tratamento do Óleo


• Aquecimento

É acompanhado pela diminuição da viscosidade do meio, aumentando a velocidade de sedimentação das gotas.

À medida que aumenta o teor de água, aumenta-se a população de gotas. Isso gera proximidade, resultando na segregação.

• Aumento do teor de água

Tratamento do Óleo


• 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.

Tratamento do Óleo


• Tratador Eletrostático

Tratamento do Óleo


Tratamento do Óleo



Tratamento do Óleo



Tratamento da Água

Tratamento da Água

Tratamento da Água

Tratamento da Água

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