Aplicação da Metodologia de Priorização no Processamento de Gas Natural

UERJ PETROBRAS

 S  S  M  C  A  A  A  R  N  L  R  S  I   D  A  C  T  R  T  O I   E  S  A   O I   N  L  R  A  E  D   O E  B  S  R  A  B  A  E  N  E   S  R   U  C  T  S  B  H  I    O  S  A  E   C  F  R  Z  . E  B  F  T  R  O A   O R  S  R  R  E  A  I   N  R  I   R  A  A  A   S  L  B  A  R  I   B  E  I   R   O

UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO RIO DE JANEIRO PETRÓLEO BRASILEIRO S.A.

CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA ENGENHARIA DE PROCESSAMENTO PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO

APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE PRIORIZAÇÃO NO PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

ABRIL/2007

2007

INSTITUTO DE QUÍMICA – UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO PETRÓLEO BRASILEIRO S.A.

CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO

APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE PRIORIZAÇÃO NO PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

Cristiane Sanchez Farinas Marcos Abreu Barbosa Salatiel de Assis Ferreira Sandro Roberto Cavalcante Torralba Ribeiro

Rio de Janeiro/2007

INSTITUTO DE QUÍMICA – UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO PETRÓLEO BRASILEIRO S.A.

CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO

APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE PRIORIZAÇÃO NO PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

Cristiane Sanchez Farinas Marcos Abreu Barbosa Salatiel de Assis Ferreira Sandro Roberto Cavalcante Torralba Ribeiro

Rio de Janeiro/2007

A642

Aplicação da metodologia de priorização no processamento de gás natural / Cristiane Sanchez Farinas... [et al.].– 2007. 70 f.

Monografia (Especialização em Engenharia de Processamento de Petróleo) - Universidade Estadual do Rio de Janeiro, 2007.

1. Gás natural. 2. Absorção. 3. Refrigeração. 4. Turbo-expansão. 5. Expansão Joule Thomson. 6. Metodologia de priorização. I. Cristiane Sanchez Farinas. II. Marcos Abreu Barbosa. III. Salatiel de Assis Ferreira. IV. Sandro Roberto Cavalcante Torralba Ribeiro. V. Título. CDD 665.73

INSTITUTO DE QUÍMICA – UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO

APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE PRIORIZAÇÃO NO PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL Cristiane Sanchez Farinas Marcos Abreu Barbosa Salatiel de Assis Ferreira Sandro Roberto Cavalcante Torralba Ribeiro Monografia submetida ao corpo docente do Instituto de Química da Universidade do Estado do Rio de Janeiro como requisito final para a obtenção do Certificado de Especialização em Engenharia de Processamento de Petróleo. BANCA EXAMINADORA

 _____________________________________________________  Marco Antonio Gaya de Figueiredo, D. Sc., UERJ – Orientador

 _____________________________________________________  Carlos Rodrigues Paiva, PETROBRAS – Co-orientador

 ____________________________________________________  Abelardo Vieira de Araújo Lima Neto, PETROBRAS

 ____________________________________________________  Rodrigo Azevedo dos Reis, D. Sc., UERJ

Rio de Janeiro/2007

AGRADECIMENTOS A Deus. Aos nossos familiares e amigos pelo constante apoio durante esta etapa tão importante de nossas vidas. Aos engenheiros Abelardo Vieira de Araújo Lima Neto e Priscila Foltran pela total disposição em ajudar no esclarecimento de dúvidas sobre os processos. Aos nossos orientadores Gaya e Paiva pela orientação e pelas valiosas sugestões que muito contribuíram na elaboração deste trabalho. Ao Sr. José Luiz pelo grande apoio durante a etapa vivencial do curso de formação. Aos colegas do curso de formação pela amizade e disposição em ajudar em todos os momentos. Aos demais funcionários do sistema Petrobras que de alguma forma contribuíram para a realização deste trabalho.

“Explicar toda a natureza é uma tarefa difícil demais para  qualquer homem ou para qualquer época. É muito melhor fazer  um pouco e com certeza e deixar o resto para os outros que  vêm depois de você.”  Isaac Newton 

RESUMO A crescente participação do gás natural na matriz energética brasileira tem gerado a necessidade de estudos relacionados ao processamento do gás, visando principalmente a sua especificação na Portaria 104/2002 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A seleção das tecnologias existentes constitui um grande desafio, pois a maior parte dos custos do processo provém das múltiplas operações de separação dos compostos presentes no gás. Dentro deste contexto, este trabalho teve como objetivo fazer um levantamento das tecnologias de processamento do gás natural existentes no mercado e em fase de desenvolvimento, focando nos processos utilizados para a remoção dos compostos mais pesados que o metano. Esta fração de maior valor agregado pode ser comercializada como líquido de gás natural (LGN) ou ainda fracionada em gás liquefeito de petróleo (GLP), nafta leve e etano, podendo esse ser comercializado como insumo da produção de polietilenos em plantas petroquímicas. Atualmente, as tecnologias de separação da fração pesada do gás existentes no mercado utilizam os processos de absorção refrigerada, refrigeração simples, expansão JouleThomson e turbo-expansão. A fim de fazer uma comparação destes processos de forma sistematizada, utilizou-se um estudo de caso e, empregando a metodologia de priorização, pôde-se hierarquizar os processos de uma forma adequada aos cenários propostos. Para o primeiro cenário, que tinha como premissa principal a maximização de GLP a partir de uma corrente de gás natural típica de uma unidade de processamento brasileira, a ordem de hierarquização favoreceu o processo de absorção refrigerada. Já o segundo cenário, que tinha como premissa principal a produção de etano petroquímico, o processo de turbo-expansão foi favorecido. Verificou-se, assim, a aplicabilidade da matriz de seleção como uma metodologia preliminar de grande auxílio na seleção de tecnologias e tomada de decisões.

ABSTRACT The continuous increase of the participation of natural gas in the Brazilian energetic matrix has led to a necessity for studies related to the processing of the gas, specially aiming its specification on legislation 104/2002 of the Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). The selection of the best technology remains a challenge, since the major part of the process costs is due to the multiple separations operations needed. In this context, the main objective of this work was to make a review of the technologies for the processing of natural gas, including the ones already in the market as well as the ones in development, focusing on the processes used to remove the fraction of hydrocarbons heavier than methane. This fraction has a higher aggregated value and it can be commercialized as natural gas liquid (NGL) or it can be further fractionated in liquefied petroleum gas (LPG), naphtha and ethane, which is commercialized as polyethylene feedstock in petrochemical plants. Currently, the technologies available in the market to remove the heavy components from the gas use the refrigerated absorption, simple refrigeration, Joule-Thomson expansion or turbo-expander processes. In order to make a comparison among these processes in a systematic way, a case study was used and by applying the methodology of prioritization, it was possible to rank the processes in accordance to proposed scenarios. In a scenario proposing the maximization of LPG from a typical natural gas stream of a Brazilian processing plant, the absorption process was favored. In a second scenario proposing the production of petrochemical ethane, the turbo-expander was the process favored. Therefore, it was verified the feasibility of using the selection matrix as a preliminary tool of great assistance on the selection of technologies and decisions making.

LISTA DE FIGURAS Figura 1 – Evolução da produção de fontes de energia primária no Brasil. ..............13 Figura 2 – Evolução da oferta de energia primária no Brasil.....................................14 Figura 3 – Diagrama de blocos simplificado da seqüência de etapas do gás natural. ..................................................................................................................................16 Figura 4 – Distribuição do parque nacional de processamento de gás natural por região. .......................................................................................................................17 Figura 5 – Ponto de estado do etano nas condições ambiente.................................21 Figura 6 – Método para liquefazer um gás................................................................22 Figura 7 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza expansão Joule-Thomson. ..................................................................................................................................25 Figura 8 – Fluxograma típico de uma unidade de separação a baixa temperatura... 26 Figura 9 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza refrigeração simples........29 Figura 10 – Fluxograma típico de um sistema de regeneração de glicol. .................31 Figura 11 – Fluxograma típico de um ciclo de refrigeração com uso de propano. ....32 Figura 12 – Diagrama de pressão em função da entalpia para o ciclo de refrigeração utilizando propano.....................................................................................................33 Figura 13 – Fluxograma típico de uma unidade de absorção refrigerada. ................37 Figura 14 – Processo de resfriamento em um diagrama temperatura em função da entropia. ....................................................................................................................42 Figura 15 – Vista esquemática de um turbo-expansor..............................................43 Figura 16 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza turbo-expansão. ............ 44 Figura 17 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza turbo-expansão com reciclo de topo...........................................................................................................47 Figura 18 – Fluxograma típico de um sistema de desidratação com peneiras moleculares...............................................................................................................49

LISTA DE TABELAS Tabela 1 –Variação da temperatura de gases por expansão de 10 100 kPa até 100 kPa.....................................................................................................................23 Tabela 2 – Matriz de seleção de tecnologia para o processamento de gás natural..58 Tabela 3 – Composição do gás natural em base seca..............................................59 Tabela 4 – Ponderação dos critérios do cenário de maximização de GLP. ..............60 Tabela 5 – Resultado do preenchimento da matriz para seleção de tecnologia para maximização de GLP. ...............................................................................................61 Tabela 6 – Ponderação dos critérios do cenário de produção de etano petroquímico. ..................................................................................................................................62 Tabela 7 – Resultado do preenchimento da matriz para seleção de tecnologia para produção de etano petroquímico...............................................................................64 Tabela 8 – Especificação do gás natural segundo Portaria 104/2002 da ANP. ........69

NOMENCLATURA ANP C2+ C3+ C p  DPP E  f GLP GRAP GRMP H  h  J-T L LGN LTS MEG P  P a  P c  PDMS ql R  T  t  T a  T c  UAPO UGH UPGN URGN V

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Fração composta pelo etano e mais pesados Fração composta pelo propano e mais pesados Capacidade calorífica a pressaão constante Dew Point Plant Energia fração do gás Gás liquefeito de petróleo Gás residual de alta pressão Gás residual de média pressão Entalpia Entalpia específica Joule-Thomson Líquido Líquido de gás natural Low Temperature Separators Monoetilenoglicol Pressão Pressão ambiente Pressão crítica Polidimetil-siloxano Calor trocado Constante dos gases Temperatura Tempo Temperatura ambiente Temperatura crítica Unidade de Acerto de Ponto de Orvalho Unidade Geradora de Hidrogênio Unidade de Processamento de Gás Natural Unidade de Refrigeração de Gás Natural Vapor

η 

Volume molar Trabalho de eixo Eficiência

µ

Coeficiente Joule-Thomson

V  W s 

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................13 1.1 Objetivo.............................................................................................................18 1.2 Justificativa ......................................................................................................18 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA .................................................................................20 2.1 Expansão Joule-Thomson...............................................................................20 2.1.1 Fluxograma do processo Joule-Thomson..............................................................................23

2.2 Refrigeração simples.......................................................................................27 2.2.1 Fluxograma do processo de refrigeração simples................................................................28 2.2.1.1 Separação de condensado e água ...........................................................................................28  2.2.1.2  Desidratação e refrigeração do gás natural..............................................................................29  2.2.1.3  Regeneração de glicol...............................................................................................................30  2.2.1.4  Refrigeração a propano.............................................................................................................31

2.3 Absorção refrigerada.......................................................................................33 2.3.1 Fluxograma do processo de absorção refrigerada ...............................................................35 2.3.1.1 Desidratação e refrigeração......................................................................................................36  2.3.1.2  Absorção ...................................................................................................................................38  2.3.1.3  Desetanização...........................................................................................................................38  2.3.1.4  Fracionamento do óleo rico.......................................................................................................38  2.3.1.5  Desbutanização.........................................................................................................................39 

2.4 Turbo-expansão ...............................................................................................39 2.4.1 Fluxograma do processo de turbo-expansão ........................................................................43 2.4.1.1 Sistema de refrigeração ............................................................................................................44  2.4.1.2  Desmetanização do LGN ..........................................................................................................45  2.4.1.3  Desidratação do gás natural por peneiras moleculares............................................................48 

2.5 Processo em desenvolvimento: membranas ................................................50 3 ESCOLHA DO PROCESSO..................................................................................52 3.1 Metodologia para priorização .........................................................................52 3.2 Definição dos critérios.....................................................................................52 3.2.1 Critérios relacionados às condições de entrada do gás.......................................................53 3.2.1.1 Pressão de entrada...................................................................................................................53  3.2.1.2  Riqueza de entrada...................................................................................................................54  3.2.1.3  Vazão de entrada ......................................................................................................................54  3.2.2 Critérios relacionados às condições de saída do gás ..........................................................55 3.2.2.1 Especificação do ponto de orvalho ...........................................................................................55  3.2.2.2  Especificação na ANP ...............................................................................................................55  3.2.2.3  Recuperação de etano..............................................................................................................55  3.2.2.4  Maximização de GLP ................................................................................................................55  3.2.3 Critérios relacionados às condições gerais...........................................................................56 3.2.3.1 Sistemas auxiliares ...................................................................................................................56  3.2.3.2  Impactos ambientais .................................................................................................................57  3.2.3.3  Custos .......................................................................................................................................57 

3.3 Matriz de seleção .............................................................................................57 3.4 Estudo de caso.................................................................................................59

4 CONCLUSÕES E SUGESTÕES...........................................................................65 5 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .....................................................................66 ANEXO A – ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL ...............................................69

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1 INTRODUÇÃO Atualmente, o Brasil está posicionado como o décimo consumidor de energia no mundo, o que corresponde a 2,1% do consumo mundial (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2006). A matriz energética brasileira caracteriza-se por apresentar um perfil diversificado, utilizando energia de fontes diversas, como demonstra a Figura 1. De maneira quantitativa, o Brasil acompanha a característica preponderante no mundo de produção de energia primária a partir do petróleo. E uma particularidade importante da exploração e produção de petróleo é que ela tem como conseqüência a produção de gás natural.

Figura 1 – Evolução da produção de fontes de energia primária no Brasil. Fonte: Empresa de Pesquisa Energética, 2006, p. 37.

A participação do gás natural na matriz energética brasileira começou a ter relevância na década de 80 com a descoberta e o início da exploração de petróleo na bacia de Campos. Porém, uma análise da oferta interna de energia no país entre 1990 e 2005 (Figura 2) indica que ao longo da década de 90, após iniciada a produção de gás natural, o crescimento da oferta foi pequeno. Apenas no ano 1999,

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com o início da operação do gasoduto de importação de gás natural da Bolívia, a oferta energética de gás aumentou de aproximadamente 1,82 ×1017 J para 8,59×1017 J em 2005, propiciando o desenvolvimento do mercado de gás no país.

Figura 2 – Evolução da oferta de energia primária no Brasil. Fonte: Empresa de Pesquisa Energética, 2006, p. 38.

As atuais previsões indicam que a demanda por gás natural nos próximos anos tende a crescer muito (PETRÓLEO BRASILEIRO, 2006), em consonância com a substituição de combustíveis pelo gás, devido às várias vantagens do gás em relação às questões ambientais, somada a sua utilização como matéria-prima para a indústria petroquímica. Além disso, devido à crescente rigidez nas especificações dos combustíveis, a necessidade de hidrotratamentos mais severos se faz cada vez mais presente. Por esse motivo, outro crescente uso do gás é como matéria-prima para produção de hidrogênio em UGH’s (Unidades Geradoras de Hidrogênio). No caso da produção de fertilizantes nitrogenados a base de uréia e amônia, o gás natural demonstra também ter uma significativa vantagem que se reflete em custos finais de produção mais baixos (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2001).

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Por fim, na indústria siderúrgica, a vantagem da utilização do gás natural também é significativa: além de ser fonte de energia, o gás entra no processo como redutor químico, substituindo o coque de carvão mineral. Além disso, as necessidades de controle de emissão do processo são mínimas: o gás natural, além de não produzir cinzas, não gera impactos ambientais em sua estocagem (o gás não é armazenado no local, como o carvão). Finalmente, por ser limpo e estar em estado gasoso, ele permite um maior controle do processo e exige menos manutenção dos equipamentos (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2001). O gás natural é formado por uma mistura de hidrocarbonetos, cuja composição abrange desde o metano até o decano. Na sua composição, o gás natural também possui contaminantes, vapor d’água e condensados que precisam ser removidos antes de sua comercialização (MAXIMO FILHO, 2005). Portanto, o gás natural antes de chegar ao consumidor final precisa passar por um processamento de forma a se enquadrar nas especificações vigentes, tanto em termos de qualidade, como de segurança. Independentemente da forma que se encontra o gás natural nos reservatórios  — associado ou não associado ao óleo — existe a necessidade de processamento. O gás associado caracteriza-se por encontrar-se em reservatórios onde predomina a presença de petróleo e, portanto, prioriza-se a exploração do óleo. Neste caso, a produção de gás é uma conseqüência e não uma prioridade. O gás extraído nestes reservatórios apresenta uma maior riqueza quando comparado ao gás nãoassociado, que é o gás extraído de reservatórios considerados como produtores majoritariamente de gás. Segundo Maximo Filho (2005) a riqueza do gás é a soma das porcentagens molares dos componentes mais pesados do gás a partir do etano. “Entende-se por processamento de gás natural a seqüência de operações unitárias que têm por objetivo separar os componentes mais pesados do gás em uma corrente líquida, tornando o gás mais leve” (MAXIMO FILHO, 2005, p.6). Esta fração de hidrocarbonetos mais pesados que o metano pode ser comercializada como líquido de gás natural (LGN) ou ainda ser separada em seus componentes: etano petroquímico, gás liquefeito de petróleo (GLP), que inclui propano e butano, e em nafta leve, que é composta pelas frações mais pesadas que o pentano, inclusive.

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Após passar pelo processamento, o gás natural passa a ser denominado gás seco, gás residual ou ainda gás processado (BOLETIM MENSAL DO GÁS, 2007). Na Figura 3 estão apresentados os diferentes produtos obtidos com o processamento do gás natural e o fracionamento do LGN. Na etapa de tratamento do gás natural são removidos os compostos inertes e gases ácidos presentes no gás.

Figura 3 – Diagrama de blocos simplificado da seqüência de etapas do gás natural.

Os processos de extração de LGN existentes no mercado utilizam as seguintes tecnologias: absorção refrigerada, refrigeração simples, expansão JouleThomson e turbo-expansão. Geralmente se utiliza uma combinação destas tecnologias a fim de aumentar a eficiência energética e se obter maiores recuperações (FERNANDEZ et al., 1991). Todos esses processos têm como objetivo comum a recuperação dos hidrocarbonetos mais pesados através da redução da temperatura (MAXIMO FILHO, 2005). A escolha do processo mais adequado à determinada corrente de gás natural irá depender, principalmente, da composição do gás, da pressão em que ele estará disponível e da recuperação desejada (MAXIMO FILHO, 2005). O processo de absorção foi o mais utilizado até a década de 70, mas devido às baixas recuperações de etano obtidas (em torno de 40%) este processo está em desuso. Atualmente, a tecnologia de turbo-expansão é a mais utilizada em novos processos devido a sua grande vantagem de gerar temperaturas mais baixas que as demais tecnologias, possibilitando, desta forma, uma maior recuperação do etano (DIAZ, 1997).

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Já o processo de expansão Joule-Thomson é utilizado quando se deseja recuperar frações mais pesadas que o propano, inclusive. Nesse caso é requerido que o gás esteja a uma pressão suficientemente elevada e uma temperatura suficientemente baixa para que possa haver condensação do propano. Da mesma forma, a refrigeração simples também é usada, principalmente, para recuperar os componentes a partir do propano (MAXIMO FILHO, 2005). Um processo em fase de desenvolvimento é o uso de membranas, que se destaca como uma alternativa promissora na separação dos hidrocarbonetos mais pesados do gás (ARRUEBO et al., 2001). No Brasil, as unidades de processamento de gás fazem uso dos principais tipos de tecnologias existentes no mercado. A Figura 4 apresenta a distribuição do parque de processamento de gás natural por região. A região Sudeste responde por 43,1% da capacidade instalada (de um total nacional de 50,9×106 m³/dia) com as unidades que processam o gás natural da Bacia de Campos, sendo responsáveis por 80% da capacidade total da região (BOLETIM MENSAL DO GÁS, 2007).

Figura 4 – Distribuição do parque nacional de processamento de gás natural por região. Fonte: Boletim Mensal do Gás, 2007.

Novos investimentos estão previstos para o processamento de gás natural, em decorrência da expectativa do incremento da demanda no país. Assim sendo,

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planeja-se a implantação de novas unidades de processamento que permitam atender a demanda esperada em 2011 de 121 ×106 m³/dia, sendo que deste total 71×106 m³/dia deverão ser advindos de produção nacional (PETRÓLEO BRASILEIRO, 2006). Segundo Boletim Mensal do Gás (2007), a produção média de gás natural em 2006 foi de 48,5 ×106 m³/dia.

1.1 Objetivo O objetivo deste trabalho foi fazer um levantamento bibliográfico das tecnologias de processamento de gás natural existentes no mercado e em fase de desenvolvimento. A partir das informações obtidas na literatura e utilizando uma metodologia de priorização foi feita para comparação das tecnologias existentes frente a diferentes cenários de mercado.

1.2 Justificativa A necessidade do processamento do gás natural visando à recuperação de hidrocarbonetos mais pesados que o metano possui motivações de ordem econômica, prática e legal. A motivação econômica se deve à possibilidade da comercialização da fração mais pesada do gás, de maior valor agregado. A motivação prática está relacionada à própria necessidade da remoção desta fração mais pesada para evitar a formação de condensados no transporte do gás. E, finalmente, a motivação legal se deve à necessidade da especificação do gás natural na Portaria 104/2002 da ANP. Dada a crescente participação do gás natural na matriz energética brasileira e os altos investimentos previstos para o setor, é de interesse estratégico do país a realização de estudos que permitam uma comparação das alternativas de processamento do gás natural. A apresentação das informações obtidas neste trabalho foi dividida em seções a fim de facilitar a leitura do texto. Assim, após esta introdução, na seção 2 é apresentada a revisão bibliográfica sobre as tecnologias utilizadas no processamento de gás natural. A seção 3 contém a descrição de uma metodologia

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utilizada como uma ferramenta auxiliar para a escolha do processo e, finalmente, na seção 4 são apresentadas as conclusões e sugestões para trabalhos futuros. No anexo é apresentada uma tabela com as principais especificações do gás natural de acordo com a ANP.

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2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA Nesta seção são apresentadas informações obtidas na literatura sobre as operações unitárias utilizadas no processamento de gás natural. Como este trabalho é focado na etapa de separação dos componentes mais pesados do gás, procurouse detalhar as tecnologias existentes no mercado, que incluem o processo de expansão Joule-Thomson, refrigeração simples, absorção refrigerada e turboexpansão. Além da descrição destes processos, incluindo dados atuais sobre os avanços destas tecnologias, é apresentada uma descrição de fluxogramas representando unidades típicas de cada uma das tecnologias existentes. Finalmente, uma descrição sobre as tecnologias em fase de desenvolvimento é apresentada.

2.1 Expansão Joule-Thomson A expansão Joule-Thomson é um processo no qual a temperatura de um gás pode diminuir ou aumentar quando o gás sofre uma expansão a entalpia constante, isto é, sem troca de calor e sem realização de trabalho. O efeito adiabático resulta do fato de que a queda de pressão ocorre de forma suficientemente rápida para que não ocorra troca de calor significativa. Quando um gás realiza trabalho através de um dispositivo enquanto expande adiabaticamente, a sua energia interna se reduz, podendo ocorrer a liquefação (WINTERBONE, 1996). Se a temperatura e a pressão do gás puderem ser trazidas até uma região entre líquido saturado e vapor saturado, teremos a sua condensação. A maioria dos gases existentes na atmosfera está extremamente superaquecida, mas abaixo da pressão crítica (P c ). A Figura 5 descreve o ponto de estado para o etano nas condições ambientes (T a , P a ) e mostra que se trata de um gás superaquecido, que está próximo da temperatura crítica (T c ), mas abaixo da pressão crítica.

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Figura 5 – Ponto de estado do etano nas condições ambiente. Fonte: Adaptado de Winterbone, 1996, p. 136.

Se for desejado liquefazer o etano, será necessário levar o ponto de estado até a região entre líquido saturado e vapor saturado (região L+V). Isso pode ser feito de duas maneiras: a) Resfriando o gás através de troca térmica com uma fonte fria; ou b) Expandindo o gás de maneira reversível. Um ciclo que inclui um processo de expansão é mostrado na Figura 6. O gás etano, por exemplo, nas condições ambientes de temperatura e pressão se encontra no ponto 1. Se o gás for comprimido isentropicamente até uma pressão acima da crítica irá atingir o ponto 2 com a temperatura acima da temperatura ambiente. Se houver uma fonte fria disponível o gás poderá ser resfriado até o ponto 3. Caso o gás seja expandido através de um dispositivo, do estado 3 até a pressão original, haverá a condensação de etano líquido no ponto 4. O método de liquefação que utiliza o efeito Joule-Thomson é resultado das relações entre as propriedades do gás em questão (WINTERBONE, 1996).

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Figura 6 – Método para liquefazer um gás. Fonte: Adaptado de Winterbone, 1996, p. 141.

O coeficiente Joule-Thomson reflete a mudança na temperatura resultante quando um gás expande adiabaticamente de tal forma que nenhum trabalho externo é realizado e não ocorre conversão de energia interna para energia cinética. Termodinamicamente é um processo irreversível, que não faz uso do potencial para realização de trabalho da expansão. A definição termodinâmica do coeficiente Joule-Thomson é:  ∂T    ∂ P      H 

 µ  = 

(1)

Uma das mais importantes relações termodinâmicas que envolvem o coeficiente Joule-Thomson é a seguinte:  µ  = −

1   1  ∂H    ∂V     V  − T    = −   C P    C P   ∂P  T   ∂T   P  

(2)

Combinando a relação acima com a lei de gás ideal ( P V  = RT ) temos  µ  = 0 e, então, não ocorre mudança de temperatura quando um gás ideal sofre uma expansão Joule-Thomson. Para um gás real, o coeficiente Joule-Thomson pode ser

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positivo (o gás resfria sob expansão), negativo (o gás aquece com a expansão) ou zero. O comportamento de diversos gases sendo expandidos de 10 100 kPa até 100 kPa é mostrado na Tabela 1. Pode-se notar que para o metano e o nitrogênio, o efeito do resfriamento sob expansão quando partindo da temperatura de 27°C é relativamente menor. Outro ponto a ser notado é que o efeito do resfriamento aumenta significantemente conforme a temperatura inicial é diminuída. Tabela 1 –Variação da temperatura de gases por expansão de 10 100 kPa até 100 kPa. Temperatura Tempe mperatura Final Variação de Inicial Temperatura Gás (°C) (°C) (°C)

Metano 27 Nitrogênio 27 Hélio 27 Metano -23 Nitrogênio -23 Hélio -23 Metano -43 Nitrogênio -43 Hélio -43 Fonte: Kidnay e Parrish, 2006, p. 275.

-20 8 33 -87 -51 -17 -137 -77 -37

-47 -19 6 -64 -28 6 -94 -34 6

2.1.1 Fluxograma do processo Joule-Thomson O processo Joule-Thomson é o mais simples e de menor investimento inicial comparado com os outros processos existentes para processamento de gás natural. Entretanto, por se tratar de um processo ineficiente, no que tange à liquefação de componentes pesados, e por não especificar o gás natural de acordo com a Portaria 104/2002 da ANP, não pode ser considerado completo como unidade de processamento de gás natural (SANTOS, 2006). O processo apresenta uma baixa recuperação de propano no líquido condensado devido à baixa eficiência e, portanto, não maximiza a produção de GLP. O objetivo principal de uma unidade que faz uso do processo Joule-Thomson é acertar o ponto de orvalho do gás natural para transporte em gasodutos e atendimento à legislação brasileira, que determina o ponto de orvalho da água no gás natural destinado à comercialização em -39°C -39°C para regiões Norte e Nordeste em -45°C no resto do país (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2002). Por este

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motivo, esse tipo de unidade também é conhecido como DPP (Dew Point Plant) ou UAPO (Unidade de Acerto de Ponto de Orvalho). O controle do ponto de orvalho do gás que escoa em gasodutos é de suma importância, pois a condensação pode interferir na medição do gás e causar problemas de formação de água líquida. Essa água em contato com certos componentes presentes no gás natural, como o CO 2 e o H2S, gera compostos corrosivos que podem comprometer a integridade da tubulação. Um sistema simplificado do processo de expansão Joule-Thomson é mostrado na Figura 7. O gás natural entra na unidade e é comprimido até a pressão necessária para que a expansão na válvula Joule-Thomson (J-T) gere o nível de temperatura desejado com a condensação da fração líquida. Como exemplo, um gás a 8 000 kPa e 20°C expandindo em uma válvula J-T até a pressão de 2 000 kPa atingiria a temperatura de -10°C (SANTOS, 2006). Há a possibilidade de não ser utilizada a compressão, dependendo da pressão do gás natural na entrada da unidade e do nível de ajuste do ponto de orvalho (SANTOS, 2006). Na descarga do compressor, o gás é resfriado com água (podendo também ser resfriado com ar) e em seguida troca calor com a corrente de líquido de gás natural que deixa a unidade. O gás resfriado sofre expansão adiabática ( ∆H  = 0 ) na válvula J-T com conseqüente abaixamento de temperatura e liquefação dos componentes mais pesados. A mistura bifásica segue para um vaso onde ocorre a separação das fases: a fase vapor, constituída pelo gás com o ponto de orvalho especificado, e a fase líquida, que segue para o fracionamento. O gás com menor quantidade de componentes pesados pode ser comprimido e transportado como gás natural não especificado, sem o risco de condensação no interior dos gasodutos.

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Figura 7 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza expansão Joule-Thomson. Fonte: Adaptado de Santos, 2006, p. 14.

Para a fronteira termodinâmica na Figura 7, o balanço energético é o seguinte:

f  =

h 3 − h 1 − q l  h 3 − h 2

(3)

onde f é a fração do gás de entrada que foi liquefeita e q l  é o calor que foi trocado com o ambiente. Para um dado sistema, h 2 , h 3  e q l  são essencialmente constantes, então um meio de aumentar a liquefação é diminuir a entalpia do gás de entrada h 1. Isto é feito aumentando a pressão de entrada, assumindo que a temperatura do gás na saída do compressor permanece constante. Assim, um maior trabalho realizado pelo compressor deve levar a uma maior produção de líquido. A utilização da expansão Joule-Thomson no controle do ponto de orvalho do gás natural pode também ser feita através de separadores de baixa temperatura (LTS – Low Temperature Separators), que são usados tanto em unidades de produção em mar como em plantas de processamento em terra (KIDNAY; PARRISH, 2006). O processo consiste em resfriar e parcialmente condensar os componentes pesados do gás, passando em seguida por um separador de baixa temperatura. Quando a pressão de entrada é alta o suficiente para gerar uma pressão de descarga capaz de produzir um  ∆P  aceitável, o resfriamento é obtido

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através da expansão em uma válvula J-T. Do contrário, resfriamento externo é requerido. Como a água normalmente está presente, utiliza-se uma injeção de solução de etileno-glicol para prevenir a formação de hidratos (explicado em mais detalhes no item 2.2). A Figura 8 mostra um esquema que faz uso dos separadores de baixa temperatura.

Figura 8 – Fluxograma típico de uma unidade de separação a baixa temperatura.

Primeiramente, o gás natural entra num vaso para separar a água livre que vem no gasoduto. O gás saturado de água e componentes pesados sai do vaso separador de água e é misturado com uma solução de glicol antes de ser resfriado com o gás residual que sai da unidade. A mistura (gás natural, hidrocarbonetos condensados e a solução de glicol) é expandida em uma válvula J-T e segue para um separador de baixa temperatura trifásico com o intuito de separar o gás, condensado e a fase glicol-água. O condensado, que possui uma alta pressão de vapor, vai para uma estabilizadora de condensado para remover os componentes leves remanescentes. O gás removido no separador de baixa temperatura passa pelo pré-resfriador antes de ser misturado com o topo da estabilizadora de condensado e segue como gás residual com o ponto de orvalho especificado. O

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separador de baixa temperatura é controlado e operado para manter adequado o ponto de orvalho do gás residual. O condensado (C3+) da estabilizadora segue para estocagem. A mistura glicol-água do separador de baixa temperatura vai para a regeneradora de glicol para remoção de água e reinjeção no sistema. Se a pressão de entrada no sistema for muito baixa para expansão, a corrente deverá ser resfriada por um ciclo de propano refrigerante para garantir a liquefação.

2.2 Refrigeração simples Em uma planta de processamento de gás natural que utiliza o processo de refrigeração simples, o gás natural é resfriado a temperaturas suficientemente baixas para condensar a fração de LGN (ARNOLD; STEWART, 1999). O propano é normalmente utilizado como fluido refrigerante (YOUNGER, 2004), proporcionando uma recuperação de 30% a 50% de propano e 60% a 80% de butanos e hidrocarbonetos mais pesados. A eficiência da recuperação de LGN irá depender da pressão e da riqueza do gás (BELL; MEHRA, 1997). Devido à baixa temperatura de trabalho no processo de refrigeração simples, é fundamental a remoção da água, pois a combinação de hidrocarbonetos e água propicia, além da formação de um meio corrosivo, a formação de hidratos. Os hidratos são estruturas cristalinas compostas por moléculas de água congelada que formam armadilhas, capturando moléculas pequenas de hidrocarbonetos. A formação de hidratos pode ser influenciada pela temperatura, pressão, concentração e distribuição de tamanho das moléculas dos componentes do gás. Geralmente, hidratos são formados em baixa temperatura e alta pressão, justamente as condições das principais tecnologias de processamento de gás natural, inclusive a refrigeração simples (NEXANT, 2006). Para contornar os problemas advindos da presença de água em equilíbrio com o gás natural, a água deve ser separada e o ponto de orvalho da água no gás reduzido. Isso pode ser feito juntamente com a recuperação de hidrocarbonetos pesados, usando-se um líquido absorvente, ou então em uma etapa anterior ao início do processamento, sendo que neste caso pode ser usado tanto o líquido

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absorvente, quanto um sólido adsorvente. Os líquidos atualmente em uso são os glicóis e o metanol, enquanto a peneira molecular e a sílica gel são os sólidos mais amplamente difundidos (NEXTANT, 2006). O processo de refrigeração é considerado um processo simples, de médio investimento, e que atende às especificações da ANP para comercialização do gás (SANTOS, 2006).

2.2.1 Fluxograma do processo de refrigeração simples A Unidade de Refrigeração de Gás Natural (URGN), apresentada esquematicamente na Figura 9, representa uma unidade típica de refrigeração simples. Esta unidade utiliza um ciclo de refrigeração a propano e a desidratação ocorre juntamente com a recuperação de pesados, usando-se glicol. O objetivo da unidade é produzir gás residual e LGN, sendo que este último pode ser posteriormente fracionado em GLP e gasolina natural. A URGN pode ser dividida em quatro etapas, detalhadas a seguir: a) Separação de condensado e água; b) Desidratação e refrigeração do gás natural; c) Ciclo de refrigeração a propano; e d) Regeneração de glicol. 2.2.1.1 Separação de condensado e água  A separação de condensado e água é a etapa inicial do processamento de gás natural. Nela a corrente de gás natural úmido é separada em gás natural, condensado e água livre, sendo a água descartada e o condensado adicionado à corrente de LGN da unidade, enquanto o gás continua a ser processado (Figura 9). Esta separação ocorre no separador de condensado, que é em um vaso separador trifásico, e tem como objetivo evitar a sobrecarga do sistema de desidratação do gás natural, além de prevenir a formação de hidratos. Nesta etapa é esperada uma baixa produção de condensado e água livre, uma vez que a temperatura é alta para a condensação. A pequena parte existente de água e condensado é proveniente do arraste do sistema de coletores e/ou mudanças das condições de transporte.

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Figura 9 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza refrigeração simples. Fonte: Adaptado de Kidnay e Parrish, 2006.

2.2.1.2 Desidratação e refrigeração do gás natural  O gás natural isento de condensado e água livre, mas ainda com um teor de água em equilíbrio significativo, é desidratado e refrigerado. Para isso, a corrente de gás natural troca calor com as correntes frias existentes na unidade e o fluido refrigerante do ciclo refrigeração. Este resfriamento ocorre no permutador líquidogás, no permutador gás-gás e no refrigerador de gás que possuem como fluidos frios o LGN, o gás residual e o propano, respectivamente (Figura 9). Com esse arranjo há um aproveitamento energético que diminui a quantidade de fluido refrigerante necessária, resultando em um menor gasto com energia. A desidratação é favorecida tanto pela redução de temperatura, que condensa as frações pesadas do gás e uma parte da água presente, como pela injeção de um líquido absorvente. Por isso, na entrada dos permutadores responsáveis pelo resfriamento é aspergido glicol, sendo muito utilizado o monoetilenoglicol (MEG), para prevenir a formação de hidratos que possam obstruir as linhas e equipamentos. O MEG previne a formação de hidratos devido à

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diminuição da temperatura de formação, a uma dada pressão (CHEM SYSTEMS, 1996). O fluxo trifásico de gás, LGN e glicol-água é então separado em um vaso, sendo o gás residual com alta pressão exportado, depois de resfriar a carga da unidade. Já a fase glicol-água é enviada para um sistema responsável pela regeneração do glicol. O LGN, depois de sofrer uma expansão e resfriar a carga, vai para um vaso separador de gás, sendo o gás comprido e exportado (Figura 9). Neste ponto do processamento, o LGN está pronto para ser enviado ao fracionamento, onde poderão ser produzidos GLP e gasolina natural. 2.2.1.3 Regeneração de glicol  A fase glicol-água, separada na bota do separador de glicol, vai para o sistema de regeneração de glicol (Figura 10), onde ele será concentrado através da evaporação da água. Para isso, a solução aquosa é aquecida no condensador da torre regeneradora e no permutador glicol-glicol com o glicol regenerado que deixa o sistema. Em seguida, a solução passa por um vaso de expansão, onde parte dos hidrocarbonetos arrastados é separada e eliminada do processo, enquanto a fase glicol-água é filtrada e segue para a torre regeneradora. Nela uma parte da água existente na fase glicol-água é evaporada, fazendo com que a concentração de glicol fique dentro de uma faixa ótima de utilização. Uma fonte de energia é necessária no refervedor da torre, podendo ser utilizada uma corrente quente de algum processo, vapor ou óleo térmico. O vapor d’água efluente da torre é lançado diretamente na atmosfera, sendo esta emissão uma fonte de poluição, pois este vapor contém hidrocarbonetos. O glicol regenerado é bombeado de volta para os permutadores de refrigeração, fechando o ciclo de regeneração.

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Figura 10 – Fluxograma típico de um sistema de regeneração de glicol. Fonte: Adaptado de Nexant, 2006, p. 41.

2.2.1.4 Refrigeração a propano  Na Figura 11 é apresentado um ciclo de refrigeração com duplo estágio de compressão e economizador. Este ciclo utiliza o fluido refrigerante usual no processamento de gás natural, o propano, mas é possível a utilização de outros refrigerantes tais como: amônia, freon e propeno (YOUNGER, 2004). Neste ciclo, o propano é evaporado a pressão e temperatura constantes em um permutador tipo chiller , no caso o refrigerador de gás. O vapor, após passar por um vaso separador de propano líquido arrastado, é então comprimido em dois estágios e condensado num permutador a água. O propano condensado é acumulado em um vaso e enviado para o economizador.

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Figura 11 – Fluxograma típico de um ciclo de refrigeração com uso de propano. Fonte: Kidnay e Parrish, 2006, p.169.

Na entrada do vaso economizador, a pressão da corrente líquida é reduzida para a mesma pressão de descarga do primeiro estágio de compressão, fazendo com que haja uma vaporização parcial de propano com uma conseqüente redução da temperatura. O vapor formado é alimentado no interestágio de compressão, desempenhando dessa forma a função de um resfriador interestágio. Já o líquido sofre uma nova redução de pressão e atinge a temperatura na qual será alimentado no chiller , fechando assim o ciclo. Na Figura 12 é apresentado um diagrama de pressão em função da entalpia específica das etapas do ciclo de refrigeração. Na etapa 1 2 ocorre a evaporação isobárica e isotérmica do propano na fonte fria, sendo a mudança de entalpia →

conseqüência apenas da vaporização, de 2 3 o vapor é comprimido no primeiro estágio do compressor, sendo em seguida resfriado (34) usando-se o vapor frio →

proveniente do economizador. Depois do segundo estágio de compressão (45), o vapor é condensado e resfriado isobaricamente (56) para em seguida passar por uma expansão aproximadamente isentálpica (67), ou seja, sem geração de trabalho. O vapor formado é separado no economizador (78) e o líquido, depois de passar por mais uma expansão (81), é alimentado no chiller , fechando assim o ciclo.

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Neste diagrama é considerado que as expansões são isentálpicas, que a evaporação é isobárica e isotérmica, e que a condensação é isobárica. Todas essas considerações fazem com que o diagrama seja uma aproximação da situação real, uma vez que não são consideradas as perdas de carga e as trocas de calor nas tubulações que ligam os dispositivos.

Figura 12 – Diagrama de pressão em função da entalpia para o ciclo de refrigeração utilizando propano. Fonte: Perry e Green, 1997, p. (2)266.

2.3 Absorção refrigerada O processo de absorção foi o primeiro processo industrial utilizado para a remoção dos hidrocarbonetos mais pesados do gás natural. Em 1916, Burell e colaboradores descreveram o uso do processo de absorção a temperatura ambiente para a remoção da gasolina do gás natural. Já o processo de absorção refrigerada foi introduzido em 1957, através de uma modificação do processo de absorção a temperatura ambiente (ELLIOT et al., 1996). Neste caso, a refrigeração funciona como mecanismo auxiliar na recuperação, sendo o óleo de absorção o agente fundamental do processo. A refrigeração deste processo permitiu a utilização de

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óleos de absorção de menores massas molares, aumentando, assim, a eficiência do processo. Normalmente, se utiliza uma corrente de hidrocarbonetos da faixa da gasolina como óleo de absorção, como por exemplo, a aguarrás ou a própria fração de hidrocarbonetos pesados produzida no processo. A refrigeração é feita utilizandose, normalmente, o propano como fluido refrigerante. Em temperaturas da ordem de -40°C, que está no limite inferior de temperaturas de operação do processo, as recuperações de etano e propano são em torno de 40% e 90%, respectivamente (ELLIOT et al., 1996). Uma vez que os custos de operação estão diretamente relacionados à vazão do óleo de absorção, este processo não é indicado para recuperações elevadas de etano e que requerem uma maior circulação de óleo de absorção (MAXIMO FILHO, 2005). O princípio do processo de absorção se baseia na diferença entre a pressão de vapor dos componentes no óleo e sua pressão parcial no gás. Como a pressão de vapor dos componentes na fase óleo é menor, durante o processo ocorre a transferência de massa do gás para o óleo, liberando energia e aumentando a temperatura. Posteriormente, os componentes mais leves são liberados do óleo através da redução da pressão (MAXIMO FILHO, 2005). Conseqüentemente, o mecanismo de absorção é favorecido pelo aumento da pressão e abaixamento da temperatura. Além disso, a vazão do óleo de absorção é a terceira variável importante no processo. A escolha do óleo de absorção é baseada na capacidade de absorção desejada, levando-se em consideração as possíveis perdas associadas à evaporação do solvente, à sua viscosidade e estabilidade. Como a capacidade de absorção do solvente é baseada na sua massa molar, óleos de menor massa molar possuem uma maior capacidade de absorção. Considerando que as moléculas presentes no gás natural são de natureza parafínica, o solvente ideal seria também um óleo de caráter parafínico. Frações oriundas de craqueamento ou aromáticas devem ser evitadas devido à formação de espuma. Como a perda de solvente é inversamente proporcional à sua massa molar, deve-se haver um compromisso com a capacidade de absorção desejada. Além disso, a viscosidade do óleo deve ser avaliada, pois a taxa de transferência de massa é maior com o uso de óleos menos viscosos (MEHRA, 1986).

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O processo de absorção refrigerada contempla, além da torre absorvedora, as unidades auxiliares de desidratação, refrigeração e fracionamento. A torre absorvedora é uma torre na qual o óleo de absorção é alimentado na parte superior e desce em contra-corrente com o gás úmido, que é alimentado na parte inferior da torre. O produto de fundo da absorvedora é chamado de óleo rico, enquanto que os leves não absorvidos pelo óleo saem pelo topo. O óleo rico passa por uma torre desetanizadora e então segue para uma torre fracionadora na qual a fração de hidrocabonetos C3+ é recuperada como produto de topo e o óleo de absorção, chamado agora de óleo pobre, é reciclado para a torre absorvedora. A fração de LGN passa ainda por uma torre desbutanizadora, tendo como produtos finais o GLP e a gasolina natural. A utilização do processo de absorção em novas plantas de processamento de gás é rara, uma vez que estas plantas são difíceis de operar e difíceis de prever a eficiência da remoção de líquidos do gás devido à deterioração do óleo de absorção (ARNOLD; STEWART, 1999). No entanto, o processo de absorção possui vantagens em relação à tolerância à presença de CO2, proporcionando uma maior flexibilidade quanto à corrente de entrada. Para o processo de absorção, o CO2 presente no gás de entrada não representa problemas de congelamento, pois as temperaturas mínimas atingidas são superiores ao ponto de congelamento do CO2 (MEHRA; GASKIN, 1999). Como o processo absorção refrigerada possui um alto rendimento na recuperação de propano, é um processo capaz de garantir a especificação do gás processado conforme a Portaria 104/2002 da ANP. No entanto, como possui um custo médio razoável, precisa de uma vazão mínima que garanta o retorno do investimento. Normalmente, plantas com capacidade igual ou acima de 1 000 000 m3 /d têm retorno em pouco tempo de operação, porém, em caso de carga com alto teor de riqueza (da ordem de 10%), podem ser viabilizadas com capacidades menores (SANTOS, 2006).

2.3.1 Fluxograma do processo de absorção refrigerada A Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) apresentada no fluxograma da Figura 13 representa uma unidade típica de absorção refrigerada

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utilizando aguarrás como solvente de absorção. Os produtos obtidos neste processo são: o gás residual seco, o GLP e a gasolina natural. Esta UPGN pode ser dividida em cinco etapas: a) Desidratação e refrigeração; b) c) d) e)

Absorção; Desetanização; Fracionamento do óleo rico; e Desbutanização.

2.3.1.1 Desidratação e refrigeração  Primeiramente, nas etapas de desidratação e refrigeração, o gás natural vindo dos coletores de condensado é admitido em um vaso separador de condensado. Neste vaso ocorre a separação da fração líquida, que pode ser enviada a uma unidade de processamento de condensado. O gás natural passa por um eliminador de névoa e é enviado a um permutador, onde troca calor com o GRAP (gás residual de alta pressão) que deixa a unidade. No interior do permutador, lado dos tubos, há uma injeção de monoetilenoglicol (MEG), a fim de evitar a formação de hidratos nas etapas posteriores do processo. A corrente de gás natural desidratada passa então pelo refrigerador de gás, onde é resfriada até cerca de -23.3°C, utilizando propano como fluido refrigerante. Esse resfriamento gera uma condensação de cerca de 10% em volume. A temperatura do propano é uma importante variável no processo de absorção, que é favorecido por baixas temperaturas e altas pressões. Na entrada do permutador há uma outra injeção de glicol. A corrente é então enviada ao vaso separador de glicol, onde há a separação de três fases: gás natural, condensado e solução aquosa de glicol. A fase aquosa de glicol é enviada ao circuito de regeneração de glicol, enquanto que os hidrocarbonetos condensados e o gás natural seguem diretamente para o fundo da torre absorvedora.

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Figura 13 – Fluxograma típico de uma unidade de absorção refrigerada.  3  7 

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2.3.1.2 Absorção  Na torre absorvedora, a aguarrás (óleo pobre) é primeiramente pré-saturada de leves, utilizando o próprio gás de topo da absorvedora. Como a reação de absorção é exotérmica, a pré-saturação é feita para que no interior da torre, quando haja a troca de hidrocarbonetos leves absorvidos por hidrocarbonetos pesados, não ocorra um acréscimo de temperatura que seria prejudicial à absorção. Além disso, a pré-saturação reduz a absorção de metano no óleo, melhorando a separação. A corrente gasosa segue então para o acumulador da absorvedora, onde os leves não absorvidos pelo óleo constituem o GRAP. O óleo pré-saturado segue para o topo da absorvedora e permeia a torre absorvedora em contracorrente com o gás úmido através de 30 bandejas, absorvendo os hidrocarbonetos mais pesados com liberação dos hidrocarbonetos mais leves. O produto de fundo da absorvedora é o óleo rico (aguarrás e hidrocarbonetos absorvidos), que segue para o sistema de desetanização. 2.3.1.3 Desetanização 

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2.3.1.2 Absorção  Na torre absorvedora, a aguarrás (óleo pobre) é primeiramente pré-saturada de leves, utilizando o próprio gás de topo da absorvedora. Como a reação de absorção é exotérmica, a pré-saturação é feita para que no interior da torre, quando haja a troca de hidrocarbonetos leves absorvidos por hidrocarbonetos pesados, não ocorra um acréscimo de temperatura que seria prejudicial à absorção. Além disso, a pré-saturação reduz a absorção de metano no óleo, melhorando a separação. A corrente gasosa segue então para o acumulador da absorvedora, onde os leves não absorvidos pelo óleo constituem o GRAP. O óleo pré-saturado segue para o topo da absorvedora e permeia a torre absorvedora em contracorrente com o gás úmido através de 30 bandejas, absorvendo os hidrocarbonetos mais pesados com liberação dos hidrocarbonetos mais leves. O produto de fundo da absorvedora é o óleo rico (aguarrás e hidrocarbonetos absorvidos), que segue para o sistema de desetanização. 2.3.1.3 Desetanização  Na etapa de desetanização, o óleo rico do fundo da absorvedora sofre uma brusca expansão ao passar por uma válvula redutora de pressão e segue para o vaso de expansão de óleo rico, que é o ponto de mais baixa temperatura da unidade, devido a essa brusca expansão. O vapor separado no vaso segue para a seção de absorção da torre desetanizadora, que também é uma absorvedora. O óleo pobre é pré-saturado com o topo da própria torre e segue para o saturador da desetanizadora, onde troca calor com propano refrigerante e segue para o acumulador da desetanizadora, enquanto a fase vapor deste vaso constitui o gás residual de média pressão (GRMP). O óleo pré-saturado acumulado segue para o topo da desetanizadora. O óleo rico, que é produto de fundo da desetanizadora, constitui a carga do sistema de fracionamento de óleo rico. 2.3.1.4 Fracionamento do óleo rico  Na etapa de fracionamento do óleo rico, o óleo é pré-aquecido trocando calor com o óleo pobre quente. O produto de fundo dessa torre é o óleo pobre que sai da torre a aproximadamente 309°C. Após trocar calor com outras correntes, parte do óleo pobre é pré-saturado na desetanizadora e a outra parte é bombeada para o

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topo da torre absorvedora. O produto de topo da fracionadora é o LGN que é totalmente condensado e segue para o acumulador da fracionadora de óleo rico. Parte é bombeada como refluxo e outra parte segue para a seção de desbutanização. 2.3.1.5 Desbutanização  Na etapa de desbutanização, o LGN, produto da fracionadora de óleo rico, é aquecido trocando calor com a gasolina natural antes de entrar na torre desbutanizadora. O produto de topo da desbutanizadora é o GLP que é totalmente condensado no condensador da desbutanizadora e segue até o vaso acumulador. Uma parte é bombeada e retorna à torre como refluxo e outra parte segue posteriormente para as esferas de GLP. O produto de fundo da torre é a gasolina natural que segue para armazenamento.

2.4 Turbo-expansão Um grande marco na indústria de processamento de gás natural foi quando a primeira planta de turbo-expansão foi construída e posta em operação em 1964 (ELLIOT et al., 1996). Anteriormente, a expansão Joule-Thomson era a única forma de resfriamento de gases por redução de pressão. A partir daí, durante a década de 70, o processo de turbo-expansão se tornou o processo dominante para a recuperação do LGN do gás natural, atingindo temperaturas criogênicas de até -110°C. Atualmente, o processo é utilizado mundialmente em muitas unidades, pois é capaz de atingir as condições desejadas no que tange ao ajuste do ponto de orvalho, à especificação legal e à recuperação dos componentes pesados do gás natural. No Brasil, a turbo-expansão está presente em nove das vinte e duas plantas de processamento de gás natural (MAXIMO FILHO, 2005) e apresenta grande perspectiva para os projetos futuros. A etapa inicial do processo consiste em retirar calor do gás natural, previamente tratado e desidratado, através de um sistema de refrigeração (podendo esse ser um sistema auxiliar ou não), permitindo que seja condensada parte dos hidrocarbonetos mais pesados. Em seguida, o gás é submetido a uma expansão isentrópica com realização de trabalho, através de um equipamento denominado

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turbo-expansor. Assim, o nível de temperatura criogênica desejado é alcançado, o que é suficiente para recuperar a outra parte dos hidrocarbonetos mais pesados que o metano ainda presente no gás. Após esta etapa, o gás processado possui basicamente metano e o LGN produzido apresenta um alto teor de etano, sendo este processo o único capaz de maximizar este componente de alto valor comercial do gás natural com um alto rendimento de recuperação (SANTOS, 2006). Este processo é o mais eficiente termodinamicamente dentre os demais utilizados em larga escala. Isto é resultado do aproveitamento energético realizado através da recuperação do frio gerado pelo gás residual e pela utilização do trabalho gerado no turbo-expansor. Contudo, o custo de uma unidade de turbo-expansão é o mais elevado dos processos existentes, devido principalmente às exigências de desidratação e tratamento do gás. Além disso, o alto custo advém do valor comercial dos aços inoxidáveis que são mais caros que o aço carbono e são utilizados para garantir a resistência mecânica dos equipamentos submetidos às temperaturas criogênicas. Usualmente, o processo de turbo-expansão é comparado ao processo da expansão Joule-Thomson, por usarem a expansão de um gás para redução de temperatura. Porém, a termodinâmica da turbo-expansão envolve um processo diferente da expansão Joule-Thomson. A definição do processo que ocorre em um expansor feita por Smith e coloboradores é a seguinte: A expansão de um gás em um bocal para produzir uma corrente com alta velocidade é um processo que converte energia interna em energia cinética. Por sua vez, esta energia cinética pode ser convertida em trabalho no eixo quando a corrente colide sobre pás fixadas a um eixo que gira. (SMITH et al., 2000, p. 222)

Através do balanço energético para o processo de passagem de um gás por um expansor no estado estacionário e de algumas considerações feitas na equação deste balanço, chega-se a seguinte equação: W S  = ∆H 

(4)

onde W s  é o trabalho real no eixo e o H a diferença entre a entalpia antes e após a expansão.

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Esta equação se aplica a uma expansão dita real, ou seja, a entropia não é constante. Desta forma, normalmente o trabalho gerado não pode ser determinado por não ser possível definir a entalpia final gás. No entanto, se considerarmos uma expansão que seja reversível e também adiabática, o processo torna-se isentrópico. Assim, o trabalho no eixo é o máximo que pode ser obtido através de um expansor adiabático (W s (isentrópico) ), pois é a única forma de variação da energia interna, podendo então ser determinado. Assim, através da Equação 5 é possível determinar a eficiência do expansor, que, se bem projetado, está na faixa de 0,7 e 0,8 (SMITH et al., 2000). η  =

W S  W S ( isentrópic o  )

(5)

Para que seja possível uma análise comparativa entre os dois processos em questão, no que se refere à recuperação de condensados do gás natural por redução da pressão, o diagrama entropia versus  temperatura, representado na Figura 14, mostra as alterações nas condições do gás através dos processos de turbo-expansão (A  1) e de expansão Joule-Thomson (A  2). Estes processos são isentrópico e isentálpico, respectivamente. A análise parte de uma condição termodinâmica inicial A (T A, P A) comum para todos os processos (A) e considera a curva tracejada a fronteira de equilíbrio entre a fase líquida e a fase gasosa. Através do processo de turbo-expansão (A  1) nota-se que a curva bifásica pode ser alcançada gerando a formação de condensado. Porém, esse fenômeno não ocorre através do processo isentálpico de expansão Joule-Thomson, pois a entropia tende a aumentar levando a condição do gás a se afastar da curva de saturação. Conforme demonstrado na seção 2.1 a formação de condensado por JouleThomson é possível alterando-se as condições de temperatura e pressão. Na Figura 14, a partir de uma outra condição inicial B (T B , P B ), a realização dos mesmos processos de turbo-expansão (B  1’) e expansão Joule-Thomson (B  2’) permite a formação de condensado em ambos os casos, mas ainda sim o processo de turboexpansão seria mais eficiente produzindo uma quantidade superior de líquido. Esse fato mostra uma grande vantagem da turbo-expansão sobre a expansão JouleThomson, tornando esse primeiro processo muito mais atrativo na recuperação de condensado.

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Figura 14 – Processo de resfriamento em um diagrama temperatura em função da entropia. Fonte: Adaptado de Smith et al., 2000, p. 278.

Na década de 60, os turbo-expansores desenvolviam limitadas funções na indústria química e petroquímica por falta de informações sobre o seu funcionamento (SCHEEL, 1972). Porém, a introdução dos processos criogênicos nas refinarias e em plantas químicas trouxe um novo interesse nos expansores, levando a uma significativa redução em seus custos de capital. Atualmente, este equipamento é uma opção bastante atrativa nas plantas de recuperação de hidrocarbonetos do gás natural. A Figura 15 mostra um turbo-expansor acoplado a um compressor que, em geral, utiliza o trabalho gerado na expansão do gás para auxiliar na compressão do gás residual do processo. Os principais problemas registrados nesses equipamentos estão relacionados à erosão causada pelo condensado nas pás associada à alta rotação da máquina e à formação de hidratos.

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Figura 15 – Vista esquemática de um turbo-expansor. Fonte: Maximo Filho, 2005, p.23.

2.4.1 Fluxograma do processo de turbo-expansão Apesar de haver variações nos projetos das plantas de turbo-expansão desde a primeira unidade projetada, a maioria das plantas possui um esquema similar ao apresentado na Figura 16. O fluxograma representa o processo a partir da entrada do gás natural já tratado e desidratado. Como referido anteriormente, essas condições do gás são de extrema importância para o bom funcionamento do processo devido às condições críticas de temperaturas criogênicas alcançadas e da necessidade de prevenção de corrosão causada pelo ácido sulfídrico nos equipamentos. Outra condição para que o gás natural seja processado em uma unidade de turbo-expansão é a necessidade de pressão de entrada elevada, sendo necessário, em alguns casos, que o gás seja comprimido antes do processamento. Usualmente, uma pressão superior a 5 000 kPa é suficiente para permitir uma expansão eficiente. Basicamente, este tipo de unidade pode ser dividida em dois subsistemas: a) Refrigeração do gás natural; e b) Desmetanização do LGN.

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Figura 16 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza turbo-expansão. Fonte: Kidnay e Parrish, 2006, p. 195.

2.4.1.1 Sistema de refrigeração  O sistema de refrigeração do gás presente no início do processo de expansão se faz necessário para favorecer a recuperação dos hidrocarbonetos capazes de se liquefazerem antes do turbo-expansor (Figura 16). Isso permite dimensionar um equipamento de menor porte e também aumentar a eficiência da turbo-expansão, atingindo as menores temperaturas possíveis e conseqüente maior concentração de etano no líquido condensado. No fluxograma da Figura 17, o gás de entrada é primeiramente resfriado utilizando um sistema de refrigeração externo (o uso de propano como refrigerante é bastante comum), podendo também trocar calor com o próprio gás residual.

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Particularmente neste último caso, se faz necessário o uso de trocadores gás-gás, que são permutadores com grandes áreas de troca térmica. A necessidade de grande área de troca térmica existe para compensar o baixo coeficiente de película usualmente encontrado para os gases, devido à baixa concentração molecular dos gases e conseqüente baixa condutividade térmica. A corrente do gás de entrada, parcialmente condensada, passa então por um vaso separador. A parte líquida do separador é alimentada na torre desmetanizadora, enquanto que a fase vapor é enviada ao turbo-expansor que produz simultaneamente resfriamento e condensação do gás, além de trabalho útil que pode ser usado para a recompressão do gás para venda ou transporte (ELLIOT et al., 1996). Uma válvula Joule-Thomson é sempre instalada em paralelo ao turboexpansor auxiliando na partida do equipamento e em casos de excesso de gás. Esta configuração também permite a operação com capacidade reduzida da planta em caso de parada do turbo-expansor. 2.4.1.2 Desmetanização do LGN  A corrente bifásica gerada no turbo-expansor segue para a torre desmetanizadora para ser fracionada. O metano e os componentes mais leves, como o nitrogênio, são os principais produtos da corrente de topo, enquanto que o etano, propano e hidrocarbonetos mais pesados constituem os produtos de fundo da coluna. O dióxido de carbono, que possui volatilidade intermediária entre o metano e o etano, é distribuído em ambas as correntes. O gás proveniente da torre desmetanizadora é utilizado previamente no sistema de resfriamento antes de ser comprimido para ser transportado, visto que sua temperatura é muito baixa. Em geral, a primeira etapa de compressão ocorre através do compressor acionado pelo turbo-expansor e, em seguida, por um outro compressor, que é responsável por gerar maior a parte da pressão do gás processado. A torre desmetanizadora é uma coluna de destilação com características singulares de confecção e operação. Essa coluna se difere de outras colunas, principalmente, pelos seguintes motivos (KIDNAY; PARRISH, 2006): a) Possui maior diâmetro no topo para acomodação do vapor alimentado;

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b) Não possui condensador com refluxo de topo; c) Apresenta mais de um ponto de alimentação de carga ao longo da coluna, provenientes de separadores de condensado de baixa temperatura; d) Apresenta refervedores laterais que têm como propósito principal auxiliar a refrigeração do gás natural da entrada da planta trocando calor com o LGN que desce através da coluna; e e) Possui grande gradiente de temperatura, em torno de 75°C. As condições de operação comumente encontradas no topo destas colunas incluem temperaturas entre -115°C e -110°C e pressões entre 1 400 kPa e 2 800 kPa. Usualmente as colunas possuem de 18 a 26 pratos, com eficiência por prato entre 45% a 60%, podendo também ser utilizadas colunas com recheio (KIDNAY; PARRISH, 2006). Duas mudanças em relação ao projeto básico das primeiras plantas de turboexpansão levaram a um aumento significativo de eficiência no processo: a introdução de referverdores laterais na desmetanizadora (já contemplada na Figura 16) e o desenvolvimento de um esquema de refluxo e aumento de pressão da coluna representado na Figura 17. O impacto da adição dos refervedores laterais depende das condições particulares de cada planta, como por exemplo, da capacidade, da composição do gás de entrada e da recuperação desejada. Com esta mudança, uma economia de até 30% pode ser obtida na potência requerida para a compressão, que representa grande parte dos custos da planta (ELLIOT et al., 1996).

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Figura 17 – Fluxograma típico de uma unidade que utiliza turbo-expansão com reciclo de topo. Fonte: Kidnay e Parrish, 2006, p. 196.

A segunda mudança feita na planta correspondente à adição de um esquema de refluxo e aumento da pressão na desmetanizadora, também pode representar uma economia de 30% a 40% na potência requerida para a compressão, além de reduzir possíveis perdas de etano no produto de topo. Neste esquema, uma parte do vapor que sai do separador é resfriada trocando calor com o produto de topo da desmetanizadora e enviada à coluna, formando uma corrente parcialmente condensada que age como um refluxo na desmetanizadora. Além disso, vapor de topo é comprimido e, em seguida, resfriado para promover refluxo adicional (KIDNAY; PARRISH, 2006). A operação da torre com pressão elevada, na faixa de 2 400 kPa a 3 100 kPa, reduz a potência necessária para a recompressão do gás, as expensas de um aumento modesto na refrigeração. Este esquema também

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permite o processamento de gases com elevado teor de dióxido de carbono (ELLIOT et al., 1996). Dependendo da proximidade da unidade com plantas petroquímicas a corrente de fundo da desmetanizadora pode ser fracionada em uma seqüência de colunas, conforme a necessidade de cada produto, ou pode ser enviada para fracionamento em unidades segregadas. 2.4.1.3 Desidratação do gás natural por peneiras moleculares  Devido à importância da remoção da água presente no gás é necessário ressaltar um dos processos bastante utilizado quando se deseja obter baixíssimas concentrações desta substância no gás. O processo com peneiras moleculares é indicado quando se deseja teores de água inferiores a 1,0 cm3 /m3 em volume de água por volume de gás, podendo alcançar um mínimo de 0,1 cm3 /m3. O material adsorvente das peneiras são alumino-silicatos metálicos, de estrutura cristalina, com poros de 3×10-10 m a 10×10-10 m. Devido ao tamanho dos poros, as peneiras moleculares não têm tendência a adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença destes interfira na sua boa operação (MAXIMO FILHO, 2005) Segundo Rojey e colaboradores (1997), as principais características deste processo são: a) A concentração de água na alimentação deve ser baixa; b) A concentração de água no gás residual é muito baixa; c) Requer operações em bateladas; d) A quantidade de hidrocarbonetos pesados na alimentação deve ser limitada; e) A presença de COS e CS2 é prejudicial; f) O adsorvente é um material caro e deve ser reposto a cada três anos. O sistema de secagem por peneiras apresenta uma configuração geralmente semelhante a da Figura 18, onde dois vasos principais, contendo cada um uma peneira capaz de atender à necessidade do processo individualmente, operam de forma alternada. Durante a operação de um vaso o outro está sendo regenerado e

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resfriado. A duração do tempo de operação de uma peneira realizando o processo de secagem pode variar de 6 horas a 24 horas, dependendo da vazão de gás, concentração de água e dimensão do leito. O processo de regeneração deve possuir tempo inferior ao do processo de secagem e geralmente possui 60% do tempo regenerando e 40 % de resfriamento (MAXIMO FILHO, 2005).

Figura 18 – Fluxograma típico de um sistema de desidratação com peneiras moleculares. Fonte: Maximo Filho, 2005, p. 43.

O processo consiste em passar primeiramente o gás natural por um vaso separador visando à retirada dos hidrocarbonetos mais pesados que possam reduzir a vida útil do material das peneiras. Em seguida, antes de ser enviado ao vaso com a peneira, o gás pode ser resfriado em trocadores para melhorar a eficiência da adsorção. Após passar pela peneira todo gás passa por filtros visando à retirada de partículas finas da peneira que possam ser arrastadas para o processo. Deste gás seco aproximadamente entre 5% e 10% é enviado para a regeneração da outra peneira e o restante segue para a unidade de processamento. A fração enviada para a seção de regeneração do gás, com auxílio de um soprador, segue para ser aquecida em trocadores ou em um forno até uma temperatura da ordem de 260°C e, então, entra pelo fundo do vaso a ser regenerado evaporando a água adsorvida na peneira. Após sair do vaso em regeneração, o gás úmido é resfriado por trocadores para que a água seja condensada e separada em um vaso. A água do fundo deste

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vaso é enviada para descarte e o gás retorna para a alimentação do vaso secador para ser reprocessado. Apesar de ser um dos processos mais eficientes de desidratação, as peneiras apresentam algumas desvantagens que devem ser ponderadas na escolha. Alguns fatores importantes que influenciam na escolha são: o alto custo dos equipamentos devido à necessidade de operação a pressões altas, o alto custo energético de operação pelas temperaturas necessárias para regeneração e a perda de carga causada pelo leito da peneira que pode alcançar 60 kPa.

2.5 Processo em desenvolvimento: membranas O uso de membranas para a separação dos hidrocarbonetos mais pesados do gás natural tem sido avaliado como uma alternativa interessante e energeticamente favorável, especialmente frente aos processos criogênicos, haja vista que os processos de separação com membranas, em sua grande maioria, promovem a separação sem que ocorra mudança de fase. Entretanto, ainda são poucos os trabalhos que descrevem o uso das membranas para tal finalidade. Atualmente, a principal aplicação dos processos com membranas no processamento de gás natural é na separação dos contaminantes do gás, especialmente o CO2 e o H2S. Schultz e Peinemann (1996) testaram diferentes combinações de polímeros para aplicação na separação dos hidrocarbonetos mais pesados do gás natural, utilizando como critério de eficiência a seletividade entre o butano e o metano e tendo como referência uma membrana comercial a base do polímero polidimetilsiloxano, que possui uma seletividade de 5. A seletividade é um parâmetro relativo às propriedades de transporte da membrana e que depende da afinidade das diferentes espécies com o material da membrana e da difusão das mesmas através do filme polimérico. No caso de processos que utilizam membranas densas, como a permeação de gases, a capacidade seletiva da membrana é medida através do fator de seletividade, que, no caso de misturas binárias, é definido através do quociente entre a relação da composição dos componentes no permeado e sua relação na corrente de alimentação (HABERT et al., 2003). Dos mais de 40 materiais avaliados

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por Schultz e Peinemann (1996), dois polímeros apresentaram uma seletividade superior a 12 para experimentos realizados com misturas dos gases, o poli(octilmetil-siloxano) e o poli(trimetil-silil-propino), indicando a viabilidade do processo. Membranas de silicato preparadas em diferentes suportes também foram avaliadas para a separação de hidrocarbonetos pesados do metano, resultando em uma boa seletividade (ARRUEBO et al., 2001). A separação foi governada por uma adsorção competitiva entre os diferentes hidrocarbonetos, sendo que um aumento da concentração de uma determinada espécie resultou em um aumento da sua seletividade em relação ao metano. Seletividade máxima da ordem de 31,5 foi obtida para o n-butano/metano, utilizando um suporte pré-tratado com óxido de ferro para a formação da membrana. Os processos de separação com membranas têm sido utilizados nos mais diferentes setores da indústria química, destacando como vantagens, além da economia de energia, o fato do uso de membranas ser bastante simples do ponto de vista operacional e em termos de escalonamento. Os sistemas são modulares e os dados para o dimensionamento de uma planta podem ser obtidos a partir de equipamentos pilotos operando com módulos de membrana de mesma dimensão daqueles utilizados industrialmente (HABERT et al., 2003). A aplicação específica do uso de membranas no processamento de gás natural é uma área de pesquisa de grande interesse, sendo esperado que esta tecnologia tenha uma participação crescente neste mercado.

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3 ESCOLHA DO PROCESSO Nesta seção são apresentadas informações sobre o emprego da metodologia de priorização para a seleção da tecnologia de processamento de gás mais adequada para determinado cenário, de uma forma sistematizada. A partir das informações obtidas na literatura sobre os processos de expansão Joule-Thomson, refrigeração simples, absorção refrigerada e turbo-expansão elaborou-se uma estratégia de seleção baseada em diferentes cenários. Além de uma breve descrição sobre a metodologia utilizada, esta seção inclui uma descrição dos critérios selecionados, bem como a matriz de seleção a ser utilizada na escolha do processo e um estudo de caso descrevendo dois cenários propostos.

3.1 Metodologia para priorização Tendo como objetivo a utilização de uma metodologia que permitisse a seleção das tecnologias existentes para o processamento de gás natural de uma forma sistematizada, optou-se por seguir a metodologia de priorização utilizada por Costa e colaboradores (2006). A metodologia utilizada pelos autores citados foi uma adaptação da metodologia de seleção de alternativas da “Environmental Protection Agency” (FREEMAN, 1990), que consiste na elaboração de uma matriz simplificada para seleção da tecnologia em estudo. A matriz de seleção permite a escolha do processo mais adequado a determinado cenário de mercado com base em diferentes critérios estabelecidos. A priorização das alternativas é obtida somando-se todos os produtos entre as notas (N) e os pesos (P) atribuídos a cada critério considerado, sendo a quantificação dos parâmetros apenas uma forma simplificada de tornar tangíveis os parâmetros qualitativos de escolha (COSTA et al., 2006).

3.2 Definição dos critérios Segundo Mehra e Gaskin (1999) as principais variáveis que influenciam na escolha da tecnologia para o processamento de gás natural incluem as condições de entrada do gás (pressão, riqueza e teor de contaminantes), condições de saída do

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gás (pressão, produtos desejados e infraestutura de fracionamento) e condições gerais (custos de utilidades, localização e estabilidade do mercado). Com base nestas variáveis selecionaram-se os seguintes critérios a serem abordados na matriz de seleção: a) b) c) d) e) f) g) h)

Exigência de pressão mínima; Exigência de riqueza mínima; Exigência de vazão mínima; Especificação do ponto de orvalho; Especificação na ANP; Recuperação de etano; Maximização de GLP; Exigência de sistemas auxiliares;

i)  j)

Impactos Ambientais; e Custos.

O detalhamento de cada um destes critérios, bem como a pontuação recebida, é apresentada a seguir. Definiu-se que para cada critério existirá uma variação na nota de 1 a 10.

3.2.1 Critérios relacionados às condições de entrada do gás 3.2.1.1 Pressão de entrada  Quanto à pressão de entrada do gás, os processos criogênicos requerem uma elevada pressão de entrada a fim de produzir uma temperatura baixa o suficiente durante a expansão para promover uma recuperação de propano eficiente. Normalmente, uma pressão de entrada superior a 5 100 kPa é necessária para a maioria dos processos de turbo-expansão. Para pressões de entrada inferiores a 3 100 kPa, o processo de absorção é mais eficiente do que os processos criogênicos. No entanto, para pressões maiores que 3 100 kPa, o processo de absorção irá requerer uma coluna com dois estágios de pressão, de forma que a seção de baixa pressão permita a desetanização sem que sejam atingidas condições criticas no refervedor da torre (MEHRA; GASKIN, 1999). a) Se o processo requer uma pressão mínima de entrada, nota 1. b) Se o processo não requer uma pressão mínima de entrada, nota 10.

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3.2.1.2 Riqueza de entrada  A riqueza do gás de entrada influencia o consumo de energia, principalmente das plantas que requerem refrigeração, como a absorção e a refrigeração simples. Além disso, quando a riqueza do gás é muito baixa não é recomendada a utilização de um processo muito simples, como a expansão Joule-Thomson, pois a remoção dos compostos pesados não será eficiente. Segundo Mehra e Gaskin (1999), um gás de baixa riqueza favorece a utilização do processo de turbo-expansão, enquanto que, para um gás de alta riqueza o processo ideal é a absorção. Isto porque quando o gás possui baixa riqueza, os processos criogênicos possuem uma troca de calor bastante eficiente, dispensando a necessidade de uma fonte externa de refrigeração. Para o processo de absorção, a eficiência funciona de forma inversa: um gás rico torna a recuperação mais fácil, pois o processo já possui um sistema de refrigeração integrado à sua infraestrutura. a) Se o processo requer uma riqueza mínima de entrada, nota 1. b) Se o processo não requer uma riqueza mínima de entrada, nota 10. 3.2.1.3 Vazão de entrada  Este parâmetro está relacionado à necessidade de ter uma vazão mínima que garanta um retorno do investimento. Vazões baixas de gás viabilizam apenas os processos mais simples, como a expansão Joule-Thomson ou a refrigeração simples. Para o caso da absorção refrigerada, segundo Santos (2006), plantas com capacidade igual ou acima de 1 000 000 m3 /d têm retorno em pouco tempo de operação, e, no caso de teores de riqueza superiores a 10%, a viabilidade pode ser obtida com vazões menores. Já para o caso do processo turbo-expansão, somente com uma capacidade nominal igual ou acima a 3 000 000 m3 /d o retorno do investimento é viabilizado. a) Se o processo requer uma vazão mínima de entrada, nota 1. b) Se o processo não requer uma vazão mínima de entrada, nota 10.

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3.2.2 Critérios relacionados às condições de saída do gás 3.2.2.1 Especificação do ponto de orvalho  Caso aconteça a elaboração de contratos específicos de venda de gás não contemplando a especificação da ANP, ou seja, requerendo apenas uma especificação do gás quanto ao ponto de orvalho, qualquer dos processos existentes no mercado satisfazem este critério. a) Se o processo consegue especificar o ponto de orvalho, nota 10; b) Se o processo não consegue especificar o ponto de orvalho, nota 1. 3.2.2.2 Especificação na ANP  A necessidade da especificação do gás para venda conforme a Portaria 104/2002 da ANP é um critério legal exigido para a comercialização do gás natural e pode ser considerada um critério de exclusão, uma vez que o processo JouleThomson sozinho não é capaz de atender a esta especificação. a) Se o processo consegue especificar o gás na Portaria 104/2002 da ANP, nota 10; b) Se o processo não consegue especificar o gás na Portaria 104/2002 da ANP, nota 1. 3.2.2.3 Recuperação de etano  Quando o produto derivado do processamento do gás é o etano petroquímico, utilizado como matéria-prima para a indústria de base para a fabricação de polietilenos, o único processo que atende é o de turbo-expansão (SANTOS, 2006). Portanto, a necessidade de recuperação de etano pode ser considerada um critério decisivo na seleção do processo. a) Se o processo consegue recuperar etano petroquímico, nota 10; b) Se o processo não consegue recuperar etano petroquímico, nota 1. 3.2.2.4 Maximização de GLP  A maximização de GLP é um critério de caráter estratégico para a seleção do processo, uma vez que este produto é de grande interesse no mercado nacional. Processos simples, como a expansão Joule-Thomson ou a refrigeração simples não

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conseguem maximizar a remoção de propano da corrente de gás residual do processamento e, com isso, não atendem a este requisito como processos isolados. a) Se o processo consegue maximizar a produção de GLP, nota 10; b) Se o processo não consegue maximizar a produção de GLP, nota 1.

3.2.3 Critérios relacionados às condições gerais 3.2.3.1 Sistemas auxiliares  A necessidade de sistemas auxiliares ao processo está relacionada ao teor de contaminantes, incluindo neste caso o ácido sulfídrico, o dióxido de carbono e a água, e também inclui o sistema de refrigeração a propano. O sistema de desidratação é essencial para o funcionamento das unidades a baixas temperaturas, evitando a formação de hidratos. Todos os processos em questão requerem um sistema de desidratação. Para o caso da refrigeração simples, Joule-Thomson e da absorção refrigerada, o sistema de injeção de glicol é o mais utilizado. Já para o turbo-expansor, um sistema de peneiras moleculares é necessário devido às condições criogênicas atingidas. A remoção de H2S também será necessária para o processo de turboexpansão, devido à concentração deste gás na corrente líquida formada pela fração de C2+ (SANTOS, 2006). Portanto, a adição de um sistema de dessulfurização é requerida a fim de evitar problemas de corrosão. O dióxido de carbono presente no gás de entrada não representa problemas de congelamento para processos que visam apenas à recuperação da fração dos hidrocarbonetos C3+, uma vez que as temperaturas mínimas atingidas são superiores ao ponto de congelamento do CO2. No entanto, para processos que visam à recuperação do etano, o CO2 irá se dividir entre a corrente de etano e a de gás residual, afetando a especificação de ambos produtos e podendo causar o congelamento. O congelamento em processos criogênicos que visam uma alta recuperação de etano (>85%) pode ser evitado mantendo uma concentração molar de CO2 de no máximo 1 a 1,25 % (MEHRA; GASKIN, 1999). a) Se o processo requer mais que um sistema auxiliar, nota 1; b) Se o processo requer um sistema auxiliar, nota 5;

57

c) Se o processo não requer sistemas auxiliares, nota 10. 3.2.3.2 Impactos ambientais  A influência da seleção do processo em relação aos impactos ambientais está ligada às emissões dos fornos utilizados nos sistemas auxiliares e de fracionamento e à geração de resíduos sólidos. a) Se o processo requer fornos e/ou gera resíduos sólidos, nota 1; b) Se o processo não requer fornos e não gera resíduos sólidos, nota 10. 3.2.3.3 Custos  O critério custos engloba os investimentos necessários para cada uma das tecnologias em questão. No entanto, sabe-se que o mais importante é o retorno financeiro que a tecnologia proporciona e não somente o seu investimento. a) Se o processo possui custo elevado, nota 1; b) Se o processo possui custo médio, nota 5; c) Se o processo não possui custo elevado, nota 10.

3.3 Matriz de seleção A partir das informações apresentadas sobre cada um dos critérios selecionados, montou-se a matriz de seleção, apresentada na Tabela 2. A definição da ponderação dos critérios será feita com base na relevância de cada critério frente a diferentes cenários de mercado. O peso de cada critério pode variar de 0 a 10, tendo como base a seguinte justificativa: a) Se o critério é decisivo para o cenário em questão, recebe peso 10; b) Se o critério é relevante para o cenário em questão, recebe peso 7; c) Se o critério é pouco relevante para o cenário em questão, recebe peso 3; d) Se o critério é irrelevante para o cenário em questão, recebe peso 0.

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Tabela 2 – Matriz de seleção de tecnologia para o processamento de gás natural. Especificação   o Ponto de Orvalho   s   s   e   c   o   r Sub   P Nota Peso Total

(N)

(P)

Especificação ANP

Exigência de Sistemas Auxiliares

Exigência de Pressão Mínima

Exigência de Vazão Mínima

Exigência de Riqueza Mínima

Recuperação de Etano

Maximização de GLP

Impactos Ambientais

Custos

SubSubSubSubSubSubSubSubSubNota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Total Total Total Total Total Total Total Total Total (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP)

TOTAL Σ NxP

  n   o   s   n   o    h    T     e    l   u   o    J   o    ã   ç   a   r   e   g    i   r    f   e    R   o    ã   ç   r   o   s    b    A   o    ã   s   n   a   p   x    E     o    b   r   u    T

 5   8 

59

3.4 Estudo de caso A fim de avaliar a eficácia da matriz de priorização optou-se por fazer um estudo de caso utilizando uma corrente de gás natural típica de um poço de gás associado. O produto que se desejará maximizar é o GLP, criando desta forma um cenário adequado às prioridades atuais do país. Além disso, pretende-se também, dentro deste cenário, produzir um gás natural que se enquadre nas especificações da ANP, de forma a otimizar a recuperação desta corrente. A análise dos resultados obtidos com o preenchimento da matriz de seleção será feita de forma a priorizar o processo que obtiver o maior valor total. A Tabela 3 reúne a composição da corrente de gás natural utilizada na avaliação. A vazão de gás e a pressão foram definidas como sendo de 2 500 000 m3 /d e 4 000 kPa, respectivamente. Estes valores estão dentro da faixa de valores encontrados nas unidades de processamento de gás brasileiras. Tabela 3 – Composição do gás

59

3.4 Estudo de caso A fim de avaliar a eficácia da matriz de priorização optou-se por fazer um estudo de caso utilizando uma corrente de gás natural típica de um poço de gás associado. O produto que se desejará maximizar é o GLP, criando desta forma um cenário adequado às prioridades atuais do país. Além disso, pretende-se também, dentro deste cenário, produzir um gás natural que se enquadre nas especificações da ANP, de forma a otimizar a recuperação desta corrente. A análise dos resultados obtidos com o preenchimento da matriz de seleção será feita de forma a priorizar o processo que obtiver o maior valor total. A Tabela 3 reúne a composição da corrente de gás natural utilizada na avaliação. A vazão de gás e a pressão foram definidas como sendo de 2 500 000 m3 /d e 4 000 kPa, respectivamente. Estes valores estão dentro da faixa de valores encontrados nas unidades de processamento de gás brasileiras. Tabela 3 – Composição do gás natural em base seca. Componente

% volumétrica

C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 O2/N2/CO2 Riqueza

82,22 8,29 5,38 0,78 1,53 0,32 0,37 0,25 0,86 8,62

De acordo com Maximo Filho (2005), um gás é considerado rico se sua riqueza é superior a 4%. Portanto, a corrente de gás em estudo pode ser considerada uma corrente de gás rico, dada a sua riqueza de 8,62%. A partir do cenário existente estipulou-se uma ponderação dos critérios envolvidos na seleção do processo (Tabela 4). Os critérios referentes às condições de entrada do gás (pressão, vazão e riqueza) receberam peso 3 devido ao fato destes critérios assumirem uma relevância secundária para o cenário em questão.

60

Da mesma forma, o critério relacionado aos impactos ambientais tem uma relevância baixa neste cenário, pois se assumiu que a unidade será construída em uma região afastada dos centros metropolitanos. Já os custos, apesar de possuírem importância significativa, receberam um peso 3 devido ao fato do esperado retorno financeiro obtido com os produtos em questão ser suficiente para garantir o investimento. O critério referente à exigência de sistemas auxiliares recebeu peso 7 dada a importância dos sistemas auxiliares de desidratação e refrigeração, principalmente, devido às baixas temperaturas requeridas para atender a maximização da recuperação de propano e, além disso, conseguir recuperar a quantidade de etano suficiente para maximizar o GLP. Os critérios maximização de GLP e especificação na ANP, que são considerados critérios decisivos para este caso, receberam peso 10. Finalmente, os critérios referentes à produção de etano e à especificação do ponto de orvalho receberam peso zero, dada a irrelevância destes critérios para o cenário em questão. Tabela 4 – Ponderação dos critérios do cenário de maximização de GLP. Critério

Peso

Exigência de pressão mínima

3

Exigência de vazão mínima

3

Exigência de riqueza mínima

3

Especificação do ponto de orv alho

0

Especificação na ANP

10

Recuperação de etano

0

Maximização de GLP

10

Exigência de sistemas auxiliares

7

Impactos ambientais

3

Custos

3

O preenchimento da matriz de seleção foi feito com base nas notas de cada critério e na ponderação estipulada para o cenário em questão. Tais valores foram escolhidos com base em informações da literatura e conhecimento técnico dos autores. Os resultados obtidos com o preenchimento estão apresentados na Tabela 5.

61

Tabela 5 – Resultado do preenchimento da matriz para seleção de tecnologia para maximização de GLP. Especificação   o Ponto de Orvalho   s   s   e   c   o   r Sub   P Nota Peso Total

(N)

(P)

Especificação ANP

Exigência de Sistemas Auxiliares

Exigência de Pressão Mínima

Exigência de Vazão Mínima

Exigência de Riqueza Mínima

Recuperação de Etano

Maximização de GLP

Impactos Ambientais

Custos

SubSubSubSubSubSubSubSubSubNota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Total Total Total Total Total Total Total Total Total (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP)

TOTAL Σ NxP

  n   o   s   m   o    h 10    T     e    l   u   o    J

0

0

1

10

10

5

7

35

10

3

30

10

3

30

1

3

3

1

0

0

1

10

10

10

3

30

10

3

30

178

  o    ã   ç   a   r   e   g    i   r    f   e    R

10

0

0

10

10 100

1

7

7

10

3

30

10

3

30

10

3

30

1

0

0

1

10

10

1

3

3

5

3

15

225

  o    ã   ç   r   o   s    b    A

10

0

0

10

10 100

1

7

7

10

3

30

1

3

3

10

3

30

1

0

0

10

10 100

1

3

3

5

3

15

288

  o    ã   s   n   a   p   x    E     o    b   r   u    T

10

0

0

10

10 100

1

7

7

1

3

3

1

3

3

10

3

30

10

0

0

10

10 100

1

3

3

5

3

15

261

 6  1 

62

Com base nos resultados obtidos com o preenchimento da matriz de seleção pode-se perceber que houve a priorização nos processos de uma forma coerente com as premissas estabelecidas no cenário do estudo de caso, isto é, a maximização do GLP e a especificação do gás na Portaria 104/2002 da ANP. A ordem de hierarquização favoreceu o processo de absorção refrigerada (288 pontos), ficando o processo de turbo-expansão (261 pontos) como uma segunda alternativa. Um segundo cenário proposto, igualmente adequado às prioridades atuais do país, é a produção de etano como insumo de plantas petroquímicas. Também neste novo cenário, pretende-se produzir um gás natural que se enquadre nas especificações da ANP, de forma a otimizar a recuperação desta corrente. A ponderação dos critérios para este cenário está apresentada na Tabela 6. Tabela 6 – Ponderação dos critérios do cenário de produção de etano petroquímico. Critério

Peso

Exigência de pressão mínima

3

62

Com base nos resultados obtidos com o preenchimento da matriz de seleção pode-se perceber que houve a priorização nos processos de uma forma coerente com as premissas estabelecidas no cenário do estudo de caso, isto é, a maximização do GLP e a especificação do gás na Portaria 104/2002 da ANP. A ordem de hierarquização favoreceu o processo de absorção refrigerada (288 pontos), ficando o processo de turbo-expansão (261 pontos) como uma segunda alternativa. Um segundo cenário proposto, igualmente adequado às prioridades atuais do país, é a produção de etano como insumo de plantas petroquímicas. Também neste novo cenário, pretende-se produzir um gás natural que se enquadre nas especificações da ANP, de forma a otimizar a recuperação desta corrente. A ponderação dos critérios para este cenário está apresentada na Tabela 6. Tabela 6 – Ponderação dos critérios do cenário de produção de etano petroquímico. Critério

Peso

Exigência de pressão mínima

3

Exigência de vazão mínima

3

Exigência de riqueza mínima

3

Especificação do ponto de orvalho

0

Especificação na ANP

10

Recuperação de etano

10

Maximização de GLP

0

Exigência de sistemas auxiliares

7

Impactos ambientais

3

Custos

3

Os critérios referentes às condições de entrada do gás (pressão, vazão e riqueza) receberam peso 3 devido ao fato destes critérios assumirem uma relevância secundária para o cenário em questão. Da mesma forma que no cenário anterior, os critérios relacionados aos impactos ambientais e aos custos têm uma relevância baixa neste cenário, pois se assumiu que a unidade também será construída em uma região afastada dos centros metropolitanos e, em relação aos custos, o retorno financeiro obtido com o etano petroquímico é certamente assegurado devido ao seu

63

elevado valor agregado. O critério referente à exigência de sistemas auxiliares recebeu peso 7 dado a importância da necessidade dos sistemas auxiliares de desidratação e dessulfurização, principalmente, devido às temperaturas criogênicas requeridas para atender as premissas do cenário. Já os critérios produção de etano e especificação na ANP, que são considerados critérios decisivos para este caso, receberam peso 10. Finalmente, os critérios referentes à maximização de GLP e à especificação do ponto de orvalho receberam peso zero, dada a irrelevância destes critérios para o cenário em questão. Para o cenário de produção de etano, o resultado obtido com o preenchimento da matriz de seleção favoreceu o processo de turbo-expansão com 261 pontos (Tabela 7). Segundo Santos (2006), quando o produto derivado do processamento do gás é o etano petroquímico, o único processo que atende é o de turbo-expansão. Portanto, a matriz de seleção também se mostrou adequada na seleção do processo mais apropriado a este cenário. Esta mesma metodologia foi utilizada por Costa e colaboradores (2006) para a priorização das tecnologias para reuso e reduções de emissões dos gases de combustão de uma unidade de craqueamento catalítico fluido e possibilitou a hierarquização das tecnologias avaliadas de acordo com os objetivos propostos no trabalho e com as políticas de atuação das refinarias de petróleo. Evidentemente, uma decisão mais conclusiva irá envolver outras questões de ordem econômica, técnica e/ou política. No entanto, pode-se verificar a aplicabilidade da matriz de seleção como uma metodologia preliminar de grande auxílio na seleção de tecnologias e tomada de decisões.

64

Tabela 7 – Resultado do preenchimento da matriz para seleção de tecnologia para produção de etano petroquímico. Especificação   o Ponto de Orvalho   s   s   e   c   o   r Sub   P Nota Peso Total

(N)

(P)

Especificação ANP

Exigência de Sistemas Auxiliares

Exigência de Pressão Mínima

Exigência de Vazão Mínima

Exigência de Riqueza Mínima

Recuperação de Etano

Maximização de GLP

Impactos Ambientais

Custos

SubSubSubSubSubSubSubSubSubNota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Nota Peso Total Total Total Total Total Total Total Total Total (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (N) (P) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP) (NxP)

TOTAL Σ NxP

  n   o   s   m   o    h 10    T     e    l   u   o    J

0

0

1

10

10

10

7

70

10

3

30

10

3

30

1

3

3

1

10

10

1

0

0

10

3

30

10

3

30

213

  o    ã   ç   a   r   e   g    i   r    f   e    R

10

0

0

10

10 100

1

7

7

10

3

30

10

3

30

10

3

30

1

10

10

1

0

0

1

3

3

5

3

15

225

  o    ã   ç   r   o   s    b    A

10

0

0

10

10 100

1

7

7

10

3

30

1

3

3

10

3

30

1

10

10

10

0

0

1

3

3

5

3

15

198

  o    ã   s   n   a   p   x    E     o    b   r   u    T

10

0

0

10

10 100

1

7

7

1

3

3

1

3

3

10

3

30

10

10

100 10

0

0

1

3

3

5

3

15

261

 6  4 

65

4 CONCLUSÕES E SUGESTÕES Devido à crescente importância da participação do gás natural na matriz energética brasileira é de interesse estratégico do país a realização de estudos que permitam uma comparação das alternativas das tecnologias utilizadas para o processamento do gás natural. Neste trabalho, fez-se uma revisão dos processos utilizados para a remoção dos componentes pesados do gás natural e através de um estudo de caso empregando-se a metodologia de priorização fez-se a hierarquização dos processos de uma forma adequada aos cenários propostos. Para o primeiro cenário proposto, que tinha como premissa principal a maximização de GLP a partir de uma corrente de gás natural típica de uma unidade de processamento brasileira, a ordem de hierarquização favoreceu o processo de absorção refrigerada. Já o segundo cenário proposto, que tinha como premissa principal a produção de etano petroquímico, o processo de turbo-expansão foi favorecido. Pode-se, assim, verificar a aplicabilidade

65

4 CONCLUSÕES E SUGESTÕES Devido à crescente importância da participação do gás natural na matriz energética brasileira é de interesse estratégico do país a realização de estudos que permitam uma comparação das alternativas das tecnologias utilizadas para o processamento do gás natural. Neste trabalho, fez-se uma revisão dos processos utilizados para a remoção dos componentes pesados do gás natural e através de um estudo de caso empregando-se a metodologia de priorização fez-se a hierarquização dos processos de uma forma adequada aos cenários propostos. Para o primeiro cenário proposto, que tinha como premissa principal a maximização de GLP a partir de uma corrente de gás natural típica de uma unidade de processamento brasileira, a ordem de hierarquização favoreceu o processo de absorção refrigerada. Já o segundo cenário proposto, que tinha como premissa principal a produção de etano petroquímico, o processo de turbo-expansão foi favorecido. Pode-se, assim, verificar a aplicabilidade da matriz de seleção como uma metodologia preliminar de grande auxílio na seleção de tecnologias e tomada de decisões. Ressaltando que, a metodologia utilizada pode ser adaptada para diferentes cenários de mercado. Entre as sugestões para trabalhos futuros relacionados ao processamento de gás natural destaca-se a realização de estudos utilizando simuladores de processos. A partir da caracterização de uma determinada corrente de gás e dos produtos desejados poderiam ser feitas simulações comparando de forma quantitativa os diferentes processos e, com base nas recuperações obtidas dos produtos, poderia ser realizada uma priorização essencialmente do ponto de vista técnico. Outra sugestão seria a realização de uma avaliação econômica dos processos frente a determinado cenário. Além disso, a ampliação da utilização da metodologia de priorização, comparando diferentes técnicas de seleção, seria uma forma interessante de contribuir para a validação da escolha do processo.

66

5 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Indústria brasileira de gás natural: regulação atual e desafios futuros. Rio de Janeiro, 2001. Disponível em: . Acesso em: 10 abr. 2007. Coordenação técnica de José Cesário Cecchi. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Portaria n° 104, de 8 jullho de 2002. In: ______. Legislação ANP. [Rio de Janeiro], 2007. Disponível em: . Acesso em: 27 mar. 2007. ARNOLD, K.; STEWART, M. Surface production operations: design of gashandling systems and facilities. 2. ed. Houston: Gulf, 1999. v. 2. ARRUEBO, M. et al. Separation of hydrocarbons from natural gas using silicalite membranes. Separation and Purification Technology, Amsterdam, v. 25, n. 1-3, p. 275-286, 1 Oct. 2001. BELL, C. J.; MEHRA, Y. R. Canadian plant ups C3 recovery without more dehydration. Oil & Gas Journal, Tulsa, v. 95, n. 39, p. 86-91, 29 Sept. 1997. BOLETIM MENSAL DO GÁS NATURAL. [Rio de Janeiro]: ANP, dez. 2006, [2007]. Disponível em: . Acesso em: 29 mar. 2007. BURELL, G. A.; BIDDISON, P. M.; OBERFELL, G. G. The extraction of gasoline from natural gas by absorption methods. Metallurgical and chemical engineering. [S.I.], v. 14, n. 2, 1 June 1916. CHEM SYSTEMS. Natural gas liquids extraction. New York, 1996. 94/95S4. COSTA, C. C. C. et al. Identificação de alternativas para reuso e reduções de emissões dos gases de combustão de uma unidade de craqueamento catalítico fluido. 2006. Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização) – Instituto de Química, Universidade do Estado do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2006. DIAZ, M. S. et al. Automatic design and optimization of natural gas plants. Industrial & Engineering Chemistry Research, Colombus, v. 36, n. 7, p. 2715-2724, 1997. ELLIOT, D. G. et al. The economic impact of fluid properties research on expander plants. Fluid Phase Equilibria, Amsterdam, v. 116, n. 1-2, p. 27-38, 15 Mar. 1996. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço energético nacional 2006: ano base 2005. Rio de Janeiro, 2006. Disponível em: . Acesso em: 10 abr. 2007. FERNANDEZ, L. et al. Optimization of ethane extraction plants from natural gas containing carbon dioxide. Gas Separation & Purification, Amsterdam, v. 5, n. 4, p. 229-234, Dec. 1991.

67

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68

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69

ANEXO A – ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL Na Tabela 8 são apresentadas as especificações, segundo a ANP, do gás natural comercializado no Brasil. Como pode ser observado as especificações são dependentes da região de comercialização, isso ocorre devido as diferenças climáticas, como é o caso do ponto de orvalho que exige um maior rigor no Sul, Sudeste e Centro-Oeste, ou por questões técnicas. O teor de inertes permitido na região Norte é um exemplo de como questões técnicas de produção influenciam na especificação, ele é aproximadamente quatro vezes maior do que no resto do Brasil porque essa é uma característica do gás produzido no Norte, caso a legislação fosse mais rígida isso poderia inviabilizar a produção. Tabela 8 – Especificação do gás natural segundo Portaria 104/2002 da ANP. Limite

(1)

Unidade

Característica

Norte

(2) (3)

Método Sul, Sudeste, Centro-Oeste

Nordeste

ASTM

ISO

kJ/m3 kWh/m3

34.000 a 38.400 9,47 a 10,67

35.000 a 42.000 9,72 a 11,67

D 3588

6976

Índice de Wobbe (5)

kJ/m³

40.500 a 45.000

46.500 a 52.500

—

6976

Metano, mín.

% vol.

68

86

Etano, máx.

% vol.

12

10

Propano, máx.

% vol.

3

Butano e mais pesados, máx.

% vol.

1.5

D 1945

6974

Oxigênio, máx.

% vol.

0.8

Inertes (N2 + CO2 ), máx.

% vol.

18

Nitrogênio

% vol.

Anotar

Enxofre Total, máx.

mg/m3

H2S, máx. (6)

mg/m3

10

15

10

D 5504

Ponto de orvalho de água a 1atm, máx.

ºC

 –39

 –39

 –45

D 5454

Poder calorífico superior

(4)

0.5 5

4 2

70

D 5504

6326-2 6326-5 6326-2 6326-5 —

Fonte: Agëncia Nacional do Petróleo, 2002.

Complementando as informações da tabela a ANP faz algumas observações: ... (1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis de partículas sólidas e partículas líquidas. (2) Limites especificados são valores referidos a 293,15 K (20°C) e 101,325 kPa (1 atm) em base seca, exceto ponto de orvalho. (3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular e para esse uso