Baixe Refino de petroleo e gas natural e outras Notas de estudo em PDF para Engenharia de Minas, somente na Docsity! DIVISÃO DE ENGENHARIA ENGENHARIA DE PROCESSAMENTO MINERAL Cadeira: PROCESSAMENTO DE MINERAIS ESPECÍFICOS Tema: PETRÓLEO E GÁS Discente: Docente: Carla Everessone Carneiro Eng. Floriano Jantar Torcida D’clay Mário Eva Juta Décio Alberto Taunde Douve Elton Francisco Isaías Boa Emenaldo Jerson da Regina André Massaite Rafael Charuma Alberto Chengue 1 TETE, 2016 2 Quais são as entradas da Unidade de Craqueamento Catalítico (U-CC)?...................17 Para onde vão as saídas U-CC ?.................................................................................. 17 Processo de FCC (Fluid Catalytic Cracking)...............................................................19 Descrição do Processo de Craqueamento Catalítico................................................... 19 b) Pré-aquecimento......................................................................................................20 C) Craqueamento.........................................................................................................20 D) Separação dos produtos.......................................................................................... 20 E) Tratamento dos produtos.........................................................................................20 F) Envio para a tancagem............................................................................................ 20 Craqueamento Térmico............................................................................................... 21 Coqueamento Retardado..............................................................................................21 Viscorredução.............................................................................................................. 21 Hidrocraqueamento ou Hidrocraqueamento Catalítico............................................... 21 Reforma Catalítica.......................................................................................................22 Alquilação Catalítica................................................................................................... 22 PROCESSOS DE TRATAMENTO OU PROCESSOS DE ACABAMENTO............23 Tratamento DEA..........................................................................................................24 Tratamento Cáustico....................................................................................................25 Gás Combustível..........................................................................................................25 GLP..............................................................................................................................25 Nafta............................................................................................................................ 26 Tratamento MEROX....................................................................................................26 Tratamento BENDER..................................................................................................26 Hidrotratamento...........................................................................................................27 PROCESSOS AUXILIARES...................................................................................... 28 Recuperação de Enxofre..............................................................................................29 PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL................................................................29 CONDICIONAMENTO..............................................................................................29 EXPLICANDO O FLUXOGRAMA DE CONDICIONAMRNTO DO GÁS............ 30 Compressão..................................................................................................................32 Desidratação................................................................................................................ 32 Remoção de gases ácidos.............................................................................................33 TRATAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA................................................................34 CONCLUSÃO.............................................................................................................37 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................ 38 INTRODUÇÃO Os processos de prospecção, produção e refino de petróleo, bem como o armazenamento e transporte de derivados, de um modo geral, são processos complexos, não sendo objeto deste trabalho tratá-los em sua totalidade e profundidade, mas apenas apresentar a finalidade e conceituar alguns dos processos mais importantes, de modo genérico, visando fornecer uma visão geral sobre o processo e os equipamentos envolvidos, de modo a subsidiar as atividades de planejamento de obras na indústria do petróleo. OBJECTIVOS Objectivo geral ✓ Falar do petroléo e gás. Objectivo específico ✓ Falar das fases geologicas da formação do petroleo e gás; ✓ Falar das fases de produção do petroleo e gás ✓ Falar das etapas de processamento do petróleo e gás; ✓ Descrever as condições para a ocorrência do petróleo explorável; ✓ Descrever o tratamento da água associada a petróleo e gás. 1ᵃ ETAPA: EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO Exploração: buscar, identificar e quantificar novas reservas de petróleo e gás, através das seguintes atividades principais: ▲ garantir acesso a reservas por meio de negociações com entes públicos ou privados; ▲ analisar a geologia dos subsolos; ▲ identificar potenciais reservatórios de petóleo; ▲ confirmar a existência do reservatório. Depois de exploração o ciclo é intercalado pelo desenvolvimento, que consiste em planejar a abordagem e definir os recursos necessários para a produção que maximizem a rentabilidade de uma reserva. Inclui toda a preparação para a etapa de produção. As atividades principais dessa etapa são: ▲ avaliar, com auxílio de poços, a extensão, o potencial de produção e a viabilidade econômica da reserva; ▲ investigar as características do subsolo que possam afetar a produção; ▲ avaliar possíveis cenários de produção; ▲ planejar a melhor forma de explotar, desde a localização das perfurações até as especificações da infraestrutura a ser utilizada; ▲ implementar a infraestrutura de produção. Produção: extrair o petróleo e gás de uma reserva com intuito de maximizar sua vida útil. Suas atividades mais importantes são: ▲ extrair petróleo e gás com as mais diversas técnicas de recuperação (primária, secundária e enhanced); ▲ manter níveis de produção da reserva otimizados (workover); ▲ encerrar as atividades de produção (ex.: desativação de infraestrutura e descarte de resíduos tóxicos). A produção do petróleo depende da diferença de pressão entre poço e reservatório. Existem três mecanismos naturais para o fluxo espontâneo do petróleo até a superfície: gás dissolvido, capa de gás e empuxo de água. TIPOS DE RESERVAS DE PETRÓLEO As reservas do petróleo podem ser: terrestres ou marítimas. • Reservas terrestres (on-shore): a produção é feita através de bombeamento mecânico, injeção de gás ou injeção de água. Também se usam outras formas de recuperação o caso de recuperação por bomba cabeça de cavalo, bomba eléctrica, entre outras técnicas que não vamos mencionar neste trabalho, nos entereça apenas falar do processamento do petróleo e gás. • Reservas marítimas (off-shore): a produção é feita em plataformas fixas, plataformas auto-eleváveis (em águas rasas: aproximadamente 90 m) ou plataformas semisubmersíveis, e auxiliada por navios-sonda. Em determinados casos, pode haver integração entre esses métodos e adaptações. Nos interessa neste trabalho falar das etapas de downstream numa industria de petróleo e gás. 2ᵃ ETAPA: PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Após a produção do petróleo não se encontra apenas o óleo bruto, pronto para ser extraído. Acima de determinados níveis, a presença no óleo do gás associado e da salmoura (como é chamada a mistura de água, sais e sedimentos) causaria alguns problemas relacionados ao transporte em dutos ou petroleiros, ao armazenamento em tanques nos terminais e na refinaria ou em equipamentos das refinarias. O gás associado, contendo substâncias corrosivas e sendo altamente inflamável, deve ser removido por problemas de segurança (corrosão ou explosão). Água, sais e sedimentos também devem ser retirados, para reduzirem-se os gastos com bombeamento e transporte, bem como para evitar-se corrosão ou acumulação de sólidos nas tubulações e equipamentos por onde o óleo passa. Por isso, antes de ser enviado à refinaria, o petróleo passa pelo chamado Processamento Primário, realizado em equipamentos de superfície, nos próprios campos de produção (campos de petróleo). Ao final desse processamento, teremos fluxos separados de óleo e gás, além de salmoura descartável. O óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais facilmente vaporizáveis; ficando, então, menos inflamável que o óleo cru. Por isso, esse óleo “processado” é também chamado Óleo Estabilizado. Fonte: Prof. Gilvan Júnior (Tecnologia em Petróleo e Gás – UNIT). ETAPAS DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO O Processamento Primário ocorre através de duas etapas: 1ª Etapa: separação gás-óleo-água livre A separação gás-óleo-água livre é realizada em equipamentos conhecidos como separadores trifásicos, onde essas três substâncias, com diferentes densidades sãoseparadas por ação da gravidade. A esse tipo de separação denominamos de Decantação. 2ª Etapa: desidratação do óleo A segunda etapa do Processamento Primário é a desidratação do óleo que sai da separação trifásica. Durante o processo de produção, parte da água do reservatório se mistura com o óleo na forma de gotículas dispersas, gerando uma emulsão água-óleo. Durante o processo de produção, parte da água do reservatório se mistura com o óleo na forma de gotículas dispersas, gerando a chamada emulsão água-óleo. O objetivo da desidratação é remover ao máximo essa água emulsionada do óleo Para romper a emulsão água-óleo, são injetadas substâncias químicas chamadas desemulsificantes. Devido à ação dos desemulsificantes, as gotículas de água se juntam (ou se “coalescem”) e agora, em gotas com diâmetros maiores, boa parte dessa água emulsionada se separa do óleo. O Processamento Primário permite então que o óleo atenda as especificações exigidas pelo refino: 2. processos de conversão • Viscorredução; • Craqueamento Térmico; • Coqueamento Retardado; • Craqueamento Catalítico; • Hidrocraqueamento; • Reforma Catalítica; • Isomerização e Alquilação Catalítica. 3. processos de tratamento ou processos de acabemento • Dessalgação Eletrostática; • Tratamento Cáustico; • Tratamento Merox; • Tratamento Bender; • Tratamento Dea/Mea; • Hidrotratamento. 4. processos auxiliares • Geração de Hidrogênio; • Recuperação de Enxofre; 1. PROCESSOS DE SEPARAÇÃO a. Unidades de Destilação de Petróleo O petróleo bruto, ou cru, deve ser submetido à destilação para que tenha seu potencial energético efetivamente aproveitado. As “unidades de destilação” ou “refinaria de petróleo” são as instalações onde se separam as diversas frações que compõem o petróleo cru através da destilação, ou seja, nessas unidades as frações de petróleo são separadas em função da diferença em suas faixas de ponto de ebulição. Normalmente as refinarias contam com duas unidades de processo para efetuar a destilação do petróleo: Destilação Atmosférica e Destilação a Vácuo. Por ser um processo físico, não se espera que as propriedades físicas dos componentes sejam modificadas, pois o sistema deve ser operado de forma a não permitir a ocorrência de reações químicas. Porém, devido ás elevadas temperaturas de operação para a destilação das frações mais pesadas, o craqueamento térmico nem sempre poderá ser totalmente evitado. A destilação atmosférica é um processo físico de separação, baseado na diferença entre os pontos de ebulição dos compostos coexistentes numa mistura líquida. Como os pontos de ebulição dos hidrocarbonetos presentes na mistura do petróleo aumentam com seus pesos moleculares, ao se variarem as condições de aquecimento do petróleo, é possível vaporizar-se compostos leves, intermediários e pesados que, ao se condensarem, podem ser separados. Neste processo, ocorre, também, a formação de um resíduo bastante pesado que, nas condições de temperatura e pressão da destilação atmosférica, não se vaporiza. Por isso existe a necessidade de se submeter este resíduo a um outro processo de separação denominado de destilação a vácuo. O resíduo de vácuo, produzido na destilação atmosférica, é um corte de alto peso molecular e baixo valor comercial. Contudo, existem frações nele, como os gasóleos, de mais alto valor e que não podem ser vaporizadas na destilação atmosférica, pois o limite máximo de temperatura da destilação é inferior a seus pontos de ebulição. Como a temperatura de ebulição varia diretamente com a pressão, ao se reduzir a pressão, reduz-se o ponto de ebulição. Então, trabalhando em pressões subatmosféricas é possível retirar do resíduo atmosférico os gasóleos. Este processo se chama destilação a vácuo. Podemos concluir, que a Destilação do petróleo não pretende obter produtos puros e diferentes entre si. Os produtos da Unidade de Destilação são Frações, misturas ainda complexas de hidrocarbonetos e contaminantes, diferenciadas por suas faixas de ebulição. Abaixo as frações obtidas da destilação do petróleo: 1. Gás Combustível - (C1 - C2); 2. Gás Liquefeito (GLP) - (C3 - C4); 3. Nafta - (Corte 200C A 220 ºC); 4. Querosene - (Corte 1500C - 300 ºC); 5. Gasóleo Atmosférico - (Corte 1000C - 400 ºC); 6. Gasóleo de Vácuo - (Corte 4000C - 570 ºC); 7. Resíduo de Vácuo - (Corte Acima de 570 ºC). Produtos de destilação do petróleo Fonte: Prof. Gilvan Júnior (Tecnologia em Petróleo e Gás – UNIT). • Gás Combustível - (C1 - C2) O gás combustível é formado basicamente por uma mistura rica de metano e etano, contendo menores quantidades de propano e butano. O gás combustível contém também gases inorgânicos, entre os quais o gás sulfídrico (H2S). Corresponde à parte de menor rendimento da destilação e mais leve de todas as frações. Vale salientar que grande parte do gás combustível é retirado nos campos de produção de petróleo, pois devido ao mesmo ser bastante leve termina fazendo parte da corrente de gás natural. Somente uma pequena parte, que fica em equilíbrio com o petróleo, é removida na unidade de destilação. Normalmente, essa corrente constitui parte do gás combustível utilizado nas refinarias, sendo utilizado no próprio consumo interno em fornos e caldeiras. • Gás Liquefeito (GLP) - (C3 - C4) Quando a unidade de destilação visa à produção de óleos lubrificantes, esse resíduo de vácuo é matéria-prima para a obtenção de outro óleo lubrificante de alta viscosidade conhecido como bright stock. Parte do resíduo de vácuo pode também servi de carga para o processo de produção de coque de petróleo conhecido como u-coque. Dependendo do petróleo, pode-se produzir diferentes tipos de coque com aplicações específicas. 3 pessoa-CaRLA 2. PROCESSOS DE CONVERSÃO a. Craqueamento Catalítico Mesmo com vários ajustes possíveis na Unidade de Destilação (“flexibilidade”), cada tipo de petróleo tem seus limites quanto à quantidade e qualidade de frações leves, médias e pesadas que dele podem ser obtidas. Por isso existem os processos de Conversão, todos de natureza Química. Cada um deles é realizado numa Unidade própria. O Craqueamento Catalítico é um exemplo importante desses processos. O termo “Craqueamento” vem do inglês cracking, significando quebra, enquanto que “catalítico” se deve ao uso de catalisadores nessa quebra, com o objetivo de facilitá-la. No craqueamento catalítico, a carga entra em contato com um catalisador em uma temperatura elevada, resultando na ruptura das cadeias moleculares. Quebra de cadeias moleculares Fonte: Prof. Gilvan Júnior (Tecnologia em Petróleo e Gás – UNIT). Assim, “Craqueamento Catalítico” é um processo químico, que transforma frações mais pesadas em outras mais leves através da quebra de moléculas dos compostos reagentes, utilizando agentes facilitadores chamados catalisadores. Quais são as entradas da Unidade de Craqueamento Catalítico (U-CC)? A U-CC tem como carga uma mistura de Gasóleos de Vácuo produzidos na Unidade de Destilação. ▲ Gás Combustível; ▲ GLP; ▲ Nafta; ▲ Óleo Leve; ▲ Óleo decantado. O Craqueamento Catalítico é considerado um processo de alta rentabilidade econômica por utilizar como carga um produto de baixo valor comercial (Gasóleos de Vácuo) que, se não usado na U-CC, seria simplesmente adicionado ao Óleo Combustível. Unidade de craqueamento catalítico Fonte: Prof. Gilvan Júnior (Tecnologia em Petróleo e Gás – UNIT). Para onde vão as saídas U-CC ? Devido à carga da U-CC possuir, em geral, alto teor de enxofre, os produtos por ela gerados possuem teores de enxofre acima do permitido pelas especificações de cada um deles. Por isso, com exceção do Óleo Decantado, todos os demais produtos da U-CC precisam passar por processos específicos de tratamentos, para redução do teor de contaminantes (em especial, de enxofre). O gasóleo oriundo da entrada é admitido na bateria de pré-aquecimento onde troca calor com alguns produtos do processo através de trocadores de calor conhecidos também como permutadores. Logo após, entra no forno para aquecer até 360° C, aproximadamente, completando esta etapa. b) Pré-aquecimento O gasóleo oriundo da entrada é admitido na bateria de pré-aquecimento onde troca calor com alguns produtos do processo através de trocadores de calor conhecidos também como permutadores. Logo após, entra no forno para aquecer até 360° C, aproximadamente, completando esta etapa. C) Craqueamento Após a etapa de pré-aquecimento, a carga (gasóleo aquecido) é enviada ao reator onde entra em contato com o catalisador que vem do regenerador a 730° C, é aquecida o suficiente para total evaporação e craqueamento. No topo do reator a temperatura é medida e controlada automaticamente pelo acionamento de uma válvula que dosa a vazão de catalisador para craqueamento. O catalisador, rico em coque, é separado dos gases craqueados e enviado para o regenerador onde o coque é queimado fornecendo calor suficiente para o processo. Esta etapa deixa o catalisador novamente ativo para o craqueamento. D) Separação dos produtos Após a separação dos gases craqueados e o catalisador, os primeiros são enviados paramuma coluna de fracionamento onde, através da diferença de ponto de ebulição, são separados a nafta (gasolina) e o GLP. E) Tratamento dos produtos Após a separação, o GLP e a nafta, passam pela seção de tratamentos para que alguns compostos de enxofre sejam removidos, pois tais compostos são excessivamente tóxicos ou corrosivos. F) Envio para a tancagem Após a seção de tratamentos, os produtos são amostrados, analisados e enviados para os seus respectivos tanques. b. Craqueamento Térmico É o processo de conversão me moléculas grandes em moléculas pequenas através da aplicação de calor sobre a carga a ser transformada. Atualmente o craqueamento catalítico substitui o craqueamento térmico, devido ao seu alto grau de eficiência. Os tipos de craqueamento térmico que não foram substituídos pelo catalítico são o coqueamento retardado e a viscorredução. c. Coqueamento Retardado No coqueamento retardado, a forma mais severa de craqueamento térmico, o resíduo de vácuo é transformado em produtos mais leves, que apresenta certo valor comercial. A alimentação, normalmente resíduo de destilação a vácuo, entra diretamente na torre fracionadora. O produto de fundo é aquecido em fornalha especial antes de alimentar as câmaras ou tambores de coqueamento (coking drums). O aquecimento no forno segue até uma temperatura de 482,20C, onde ocorre vaporização parcial e o craqueamento brando. A mistura líquido-vapor segue para os tambores de coque, onde sofre craqueamento e polimerização, tendo como produto final vapor e coque. Os produtos efluentes da torre são hidrocarbonetos leves na faixa de gás, GLP, gasolina e frações mais pesadas que não foram craqueadas. d. Viscorredução A viscorredução se caracteriza por um tipo de craqueamento realizado a temperaturas mais baixas que os demais processos de craqueamento térmico. A finalidade é a diminuição da viscosidade dos óleos combustíveis o que permite diminuir o volume de óleo diluente para acerto de viscosidade do óleo combustível bem como maior rendimento de gasóleo. A carga é constituída de óleos residuais pesados, que seriam adicionados aos óleos combustíveis gerando produtos de baixa viscosidade e também frações leves como GLP e gasolina. Atualmente é um processo que se encontra em desuso. e. Hidrocraqueamento ou Hidrocraqueamento Catalítico Processo de craqueamento bastante flexível se comparado aos demais processos de craqueamento, pois se pode operar com carga desde nafta leve para a produção de GLP, até cargas mais pesadas, como os resíduos da destilação. Assim, o hidrotratamento pode ser empregado em todos os cortes de petróleo. A diferença no caso desse processo é que o mesmo é conduzido em atmosfera rica em hidrogênio e seus produtos apresentam elevados teores de hidrocarbonetos saturados e baixíssimos teores, que são removidos na forma de H2S com os gases leves. A desvantagem desse processo está no fato do mesmo necessitar o uso do gás hidrogênio (H2), que é gás com elevado custo e altamente inflamável. f. Reforma Catalítica A Reforma Catalítica consiste no rearranjo da estrutura molecular dos hidrocarbonetos contidos em certas frações de petróleo, com o intuito de valorizá-las. As gasolinas e as naftas têm, usualmente, o número de octanas baixo. Esses produtos são enviados para a reforma catalítica para que sejam convertidas em naftas ou gasolinas de maior índice de octanagem. Na Reforma, podem ser produzidos, dependendo da faixa de ebulição da nafta da carga, uma nafta de alto índice de octanagem (reformado), para ser utilizada na produção de gasolina de alto poder antidetonante, ou um composto rico em hidrocarbonetos aromáticos nobres (Benzeno, Tolueno e Xilenos), para serem posteriormente isolados. Neste processo também são produzidas pequenas quantidades de gás combustível e GLP. Esse processo é uma forma industrial de se aumentar a octanagem de gasolinas destiladas, naturais ou de craqueamento térmico e para se produzir grandes quantidades de benzeno, xilenos, toluenos e outros aromáticos. A carga da nafta é preparada em um préfracionador, sendo posteriormente misturado com hidrogênio e introduzida num aquecedor. Os vapores de nafta quente misturados com hidrogênio são conduzidos através de 4 reatores em série para que se passe totalmente o ciclo de 4 reações que conduzam à formação de aromático. g. Alquilação Catalítica A alquilação ou alcoilação catalítica consiste na reação de adição de duas moléculas leves para a síntese de uma terceira de maior peso molecular, catalisada por um agente de forte caráter ácido. Com a obtenção de cadeias ramificadas a partir de olefinas leves, caracteriza-se por constituir a rota utilizada na produção de gasolina de alta octanagem a partir de componentes do GLP, utilizando como catalisador o HF ou o H2SO4. O processo envolve a utilização de uma isoparafina, geralmente o isobutano, presente no GLP, combinada a olefinas, tais como o propeno, os butenos e pentenos. Obtém-se, assim, uma gasolina sintética especialmente empregada como combustível de aviação ou gasolina automotiva de alta octanagem. Na Alquilação Catalítica também são geradas nafta pesada, propano e n-butano de alta pureza como produção secundária. Permite a síntese de compostos intermediários de grande importância na indústria petroquímica, como o etil-benzeno (para produção de O tratamento é obrigatório em unidades de craqueamento catalítico em função do alto teor de H2S presente no gás combustível gerado. A operação é realizada sob condições suaves de temperatura e pressão. A DEA apresenta grande capacidade de regeneração, e pode ser substituída por MEA (Monoetanolamina) em unidades cujas correntes não contenham sulfeto de carbonila (SCO). Fórmula Molecular do DEA (dietilamina): C4H11O2N Conforme dito anteriormente, o GLP proveniente do craqueamento catalítico, por possuir elevado teor de H2S, é submetido a um processo de extração com DEA (dietilamina). b. Tratamento Cáustico Consiste na utilização de solução aquosa de NaOH para lavar uma determinada fração de petróleo. Dessa forma, é possível eliminar compostos ácidos de enxofre, tais como H2S e mercaptanas (R-SH) de baixos pesos moleculares. Como carga, trabalha-se apenas com frações leves: gás combustível, GLP e naftas. Sua característica marcante é o elevado consumo de soda cáustica, causando um elevado custo operacional. As reações do processo cáustico, apresentadas abaixo, geram sais solúveis na solução de soda, que são retirados da fase hidrocarboneto em vasos decantadores. 2 NaOH + H2S → Na2S + 2 H2O NaOH + R-SH → NaSR + H2O NaOH + R-COOH → R-COONa + H2O Analisaremos os principais produtos que são submetidos ao tratamento através do DEA e do Tratamento Cáustico. • Gás Combustível O Gás Combustível que vem da Destilação normalmente não é tratado , devido ao seu baixo teor de contaminantes. Porém, o Gás Combustível do Craqueamento possui alto teor de gás sulfídrico (H2S), que é normalmente reduzido pelo chamado Tratamento DEA. Conforme verificado anteriormente esse processo utiliza uma solução de dietanolamina (DEA), com a finalidade de absorver o H2S e CO2 da mistura gasosa (a 350 °C). Posteriormente, essa solução, é aquecida a 1200°C, liberando os contaminantes. • GLP Os contaminantes do GLP são o H2S e os mercaptans com 1 ou 2 átomos de carbono, ou seja, o metilmercaptan (CH3SH) e o etil-mercaptan (C2H5SH). Dependendo do petróleo, o GLP da destilação pode não ser tratado. Porém, quando necessário, ele passa pelo chamado Tratamento Cáustico, onde é utilizada uma solução de soda cáustica (NaOH). O GLP do Craqueamento, devido aos teores mais altos H2S e mercaptans, é tratado em 2 etapas: 1ª Etapa: passa pelo Tratamento DEA, para remover o H2S (mercaptans não são removidos pela DEA); 2ª Etapa: depois, é encaminhado ao Tratamento Cáustico, para remoção eficiente de mercaptans. Por razões econômicas (menor consumo de NaOH), o Tratamento Cáustico, quando aplicado ao GLP do Craqueamento, é regenerativo, devido à maior concentração de mercaptans nesse GLP. Essa soda é regenerada pela injeção de ar e pela presença de um catalisador. • Nafta A Nafta da Destilação tem, como contaminantes, os mercaptans com mais de 3 átomos de carbono, além de outros compostos sulfurados (sulfetos) em menor concentração e, às vezes, algum H2S. Dependendo do teor de enxofre no petróleo, essa nafta deverá passar pelo Tratamento Cáustico. A Nafta do Craqueamento, à semelhança do GLP da U-CC, é usado o Tratamento Cáustico regenerativo. c. Tratamento MEROX O processo conhecido como MEROX é aquele adotado para que se obtenha uma regeneração da soda cáustica que retira o H2S. Dessa maneira o MEROX é um processo que visa a economia do NaOH utilizado no tratamento cáustico. O Tratamento MEROX pode ser aplicado a frações leves (GLP e nafta) e intermediárias (querosene e diesel). Utiliza um catalisador organometálico (ftalocianina de cobalto) em leito fixo ou dissolvido na solução cáustica, de forma a extrair as mercaptanas dos derivados e oxidá-las a dissulfetos. d. Tratamento BENDER O tratamento Bender é essencialmente um processo de adoçamento para redução de corrosividade, desenvolvido com o objetivo de melhorar a qualidade do querosene de aviação e aplicável a frações intermediárias do petróleo. Consiste na transformação de mercaptanas corrosivas em dissulfetos menos agressivos, através de oxidação catalítica em leito fixo em meio alcalino, com catalisador à base de óxido de chumbo convertido a sulfeto (PbS) na própria unidade. Não é eficiente para compostos nitrogenados, e atualmente é pouco utilizado. As reações do Tratamento BENDER são as seguintes: 2 R-SH + ½ O2 → RSSR + H2O 2 R-SH + S + 2 NaOH → RSSR + Na2S + 2 H2O e. Hidrotratamento O Hidrotratamento (HDT) consiste na eliminação de contaminantes de cortes diversos de petróleo através de reações de hidrogenação na presença de um catalisador. Dentre as reações características do processo, citam-se as seguintes: Hidrodessulfurização (HDS) -Tratamento de mercaptanas, sulfetos, dissulfetos, tiofenos e benzotiofenos; Hidrodesnitrogenação (HDN) - Tratamento de piridinas, quinoleínas, isoquinoleínas, pirróis, indóis e carbazóis, com liberação de NH3; Hidrodesoxigenação (HDO) - Tratamento de fenóis e ácidos carboxílicos, para inibir reações de oxidação posteriores; Hidroesmetalização (HDM) - Tratamento de organometálicos, que causam desativação de catalisadores; Hidrodesaromatização - Saturação de compostos aromáticos, sob condições suaves de operação; Hidrodesalogenação - Remoção de cloretos; Remoção de Olefinas - Tratamento de naftas provenientes de processos de pirólise. Os catalisadores empregados no processo HDT possuem alta atividade e vida útil, sendo baseadoS principalmente em óxidos ou sulfetos de Ni, Co, Mo, W ou Fe. O suporte do catalisador, geralmente a alumina, não deve apresentar característica ácida, a fim de se evitarem, nesse caso, as indesejáveis reações de craqueamento. O processo HDT é descrito para óleos lubrificantes básicos, mas pode ser aplicado aos PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL O gás natural é, por definição, uma mistura de hidrocarbonetos leves de origem fóssil que, sob temperatura ambiente e pressão atmosférica, permanece no estado gasoso (Almeida, 2005). É um gás combustível encontrado em rochas porosas no subsolo, podendo estar ou não associado ao petróleo. O processamento do gás natural consiste das etapas de condicionamento e o processamento propriamente dito (fracionamento do gás em compostos de maior valor agregado) sendo este último realizado em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN’s). CONDICIONAMENTO O condicionamento do gás abrange as etapas de desidratação (para evitar a corrosão e a redução da capacidade dos gasodutos através da formação de hidratos) e a dessulfurização, que é a remoção de compostos de enxofre (H2S, mercaptanas, dissulfeto de carbono, etc.), causadores de corrosão. O CO2 só é removido quando presente no gás em grandes quantidades, de modo a reduzir o custo de transporte e, assim como no caso dos compostos sulfurados, a ocorrência de processos corrosivos. Condicionamento do gás natual Fonte: (PETROBAS 2007) EXPLICANDO O FLUXOGRAMA DE CONDICIONAMRNTO DO GÁS Os gases ácidos presentes em vários campos de produção, quando presentes em teores elevados, comprometem a qualidade do gás a ponto de inviabilizar o seu transporte e utilização pelos consumidores. A presença de resíduos sólidos em altos teores pode comprometer a integridade física do sistema de transporte de gás, (o qual é composto basicamente por gasodutos) a partir de fenômenos do tipo erosão e corrosão (PETROBRAS, 2007). Após a etapa de separação primária( processamento primário), a corrente gasosa entra na etapa de depuração e filtração, que tem como finalidade a remoção de gotículas de óleo de pequeno tamanho. O gás depurado e filtrado se dirige ao módulo de dessulfurização de gás, quando necessário. Para a desidratação do gás são utilizados colunas de absorção onde o gás flui em contracorrente a uma solução de glicol, de grande poder higroscópico, que é posteriormente regenerada através de aquecimento em uma coluna de esgotamento em menor pressão, retornando ao processo. Uma outra tecnologia de desidratação consiste na adsorção, realizada com materiais que apresentem, dentre outras características, grande área superficial e afinidade pela água, como a alumina, sílica-gel e as peneiras moleculares. Este material adsorvente é regenerado por ação do calor quando saturado de água (Thomas, 2001). A dessulfurização pode ser efetuada através dos processos de absorção química ou física. Os processos de absorção física possuem um melhor desempenho a altas pressões, pois a solubilidade dos gases ácidos aumenta linearmente com a pressão parcial. Como o solvente físico não forma ligação química com o componente sulfurado, pode ser regenerado apenas por redução de pressão, o que reduz o consumo de energia. Esses processos são isentos de problemas de corrosão. Os processos de absorção química são mais favoráveis para baixa pressão parcial do gás ácido. Nesse caso a regeneração do solvente requer normalmente um stripping com vapor, a fim de quebrar a ligação química do solvente com o componente sulfurado. O gás seco e desacidificado é enviado para as UPGN’s, onde é promovida a separação das frações leves (metano e etano que constituem o chamado gás residual formando o gás natural combustível – GNC) das pesadas, que apresentam um maior valor comercial (gás liquefeito de petróleo – GLP constituído de propano e butano e a “gasolina natural”). Para essa operação, podem ser utilizados diversos processos que variam conforme a composição, pressão disponível, recuperações desejadas, etc Os principais processos são: • Refrigeração simples: condensação de hidrocarbonetos mais pesados pela redução de temperatura, através da utilização de um fluido refrigerante; • Absorção refrigerada: o gás é submetido a um contato com um fluido auxiliar numa torre a alta pressão e baixa temperatura; • Turboexpansão: condensação de hidrocarbonetos mais pesados pela redução da temperatura, através da expansão em uma turbina; • Expansão Joule-Thompson: condensação de hidrocarbonetos mais pesados através do abaixamento da temperatura, obtida através de forte redução de pressão por expansão em uma válvula adiabática. O gás natural dessulfurizado é comprimido e segue para o módulo de desidratação de gás. Esta unidade tem a finalidade de especificar o gás tratado segundo o teor de umidade definido pelo projeto, para garantia do escoamento eficiente até a unidade de 6 pessoa-elton TRATAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA A água produzida destinada ao tratamento, pode conter concentrações de óleo que variam de 50 a 5000 ppm, possui elevada salinidade (entre 40.000 e 150.000 mg/L de NaCl) e pode conter teor de sólidos suspensos (TSS) variando entre 5 a 2000 ppm. Além disto microorganismos e gases dissolvidos, carbônico e sulfídrico, podem estar presentes. Para projeto, avaliação ou adaptação de sistemas para tratamento de água, é importante o conhecimento das características da água (salinidade, temperatura, teor de sólidos) e do óleo disperso (concentração, densidade, distribuição de tamanhos). Todas as tecnologias utilizadas no tratamento primário de águas oleosas estão baseadas na Lei de Stokes e se encarregam basicamente da separação de sistemas particulados (óleo livre ou disperso e sólidos em suspensão). A utilização de produtos químicos também é muito importante e no caso das águas oleosas, utilizam-se polieletrólitos que atuarão na desestabilização e coalescência das gotículas de água e de óleo (PETROBRAS, 2007). Polieletrólitos são agentes floculantes poliméricos que atuam neutralizando as cargas superficiais das gotículas, evitando a repulsão são entre as mesmas e induzindo a floculação. Como as gotas de óleo normalmente apresentam cargas negativas, os agentes floculantes mais usados são os polieletrólitos catiônicos, por exemplo, poli (diamina vinílica), poli (brometo de piridínio vinílico), poli (imina vinílica), poli (acrilamida quaternária) (PETROBRAS, 2007). Alguns esquemas de tratamento de águas oleosas são consagrados. Por exemplo, em unidades offshore (Figura 14) é comum o uso de hidrociclones seguido de flotador para tratamento de água produzida. Em alguns casos, apenas a passagem pela bateria de hidrociclones é suficiente para o enquadramento do efluente para seu descarte. Em outros casos, tem-se tornado prática o uso de tanques slop (grandes tanques gravitacionais) para o enquadramento da água em unidades FPSO (“Floating Production Storage and Offloading”), porém o risco do crescimento de bactérias redutoras de sulfato (tanques com alto tempo de residência, altas concentrações de sulfato e condição anaeróbia) e a consequente geração de H2S é bastante elevado (PETROBRAS, 2007). Flotação A flotação tem sido aplicada ao tratamento de efluentes oleosos pois é um processo de fácil implantação, operação e manutenção e consiste basicamente nas seguintes etapas: geração das bolhas gasosas (pode ser ar ou gás, como nas unidades de produção) no interior do efluente; colisão das bolhas de gás com as gotículas de óleo dispersas na água; adesão das bolhas de gás nas gotículas de óleo; e ascensão dos agregados bolha- gotícula até a superfície, onde o óleo é recuperado (PETROBRAS, 2007). O gás pode ser injetado na forma dissolvida e o processo denomina-se Flotação por Gás Dissolvido - FGD ou por gás induzido - FGI. A tecnologia FGI é largamente utilizada em ambiente offshore, por resultarem em unidades mais compactas (trabalham com elevada relação gás/líquido), embora não sejam tão eficientes (em um único estágio) quando comparada à FGD (PETROBRAS, 2007).