PETRÓLEO E GÁS
GÁS NATURAL NATURAL
ANDRÉ A NDRÉ AL A L EIXO MANZEL MA NZELA A
MACAÉ FEVEREIRO / 2010
ÍNDICE 1 - Produção de gás natural
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2 - Propriedades do gás natural
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2.1 - Comportamento de fases
3
2.2 - Gases ideais
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2.3 - Gases reais
8
2.4 - Misturas de gases
8
3 - Separação do gás natural
10
3.1 - Vasos separadores
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3.1.1 - Mecanismos de separação
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3.1.2 - Seções de separação
12
3.1.3 - Problemas operacionais
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3.1.3.1 - Espuma
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3.1.3.2 - Parafina
14
3.1.3.3 - Areia
14
3.1.3.4 - Emulsão
14
3. 1.4 - Acessórios
14
4 - Tratamento do gás natural
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5 - Processamento do gás natural
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5.1 - Unidade de processamento do gás natural (UPGN)
20
5.1.1 - Refrigeração simples
20
5.1.2 - Absorção refrigerada
20
5.1.3 - Turbo-expansão
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Bibliografia
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1 - Produ ção de gás natural
Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo na fase líquida é uma substância oleosa, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre castanho-claro e negro. O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos, formados por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos). Os outros constituintes aparecem sob a forma de compostos orgânicos, que contém outros elementos, sendo os mais comuns o nitrogênio, o enxofre e o oxigênio, os quais são considerados impurezas. A parte do petróleo que em condições de superfície (1 atm e 20ºC) se encontra na fase gasosa é denominada gás natural, ou simplesmente gás. O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos cuja composição abrange do metano (CH4) ao hexano (C6H14), sendo o metano e o etano (C 2H6) os principais componentes. Num reservatório de petróleo pode predominar a presença da fase líquida (óleo) ou da fase gasosa (gás). No primeiro caso, à medida que o óleo escoa sua pressão diminui, liberando parcialmente os gases nele dissolvidos, constituindo estes gases o que se chama gás associado. Já no segundo caso o gás já está ‘livre’ desde o reservatório, caracterizando o que se denomina gás não associado.
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2 - Propr iedades do gás natural 2.1 - Comport amento de fases
Uma substância pura é aquela que tem composição química invariável e homogênea, podendo existir em mais de uma fase (sólida, liquida ou gasosa). Sendo assim, a água liquida, uma mistura de água liquida com vapor d’água, ou o gelo são considerados substância pura, visto que a composição química é sempre água (H2O). Analisemos a seguinte situação (figura 1): água líquida é colocada num conjunto êmbolo-cilindro. À medida que se fornece energia a esta água, sua temperatura e seu volume aumentam (considera-se aqui que este processo é isobárico, ou seja, o êmbolo vai subindo de tal forma que a pressão da água permanece constante). Num determinado momento, continuando o fornecimento de energia, a temperatura pára de subir e a água líquida começa a se transformar em vapor d'água. Ao continuar o fornecimento de energia, mais água líquida se transformará em vapor d'água até que só se tenha vapor d'água. A partir deste instante, se mais energia for fornecida, o vapor d'água começará a aumentar sua temperatura.
Figura 1 - Processo de aquecimento da água Num gráfico de volume x temperatura (figura 2) teríamos:
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Figura 2 - Comportamento do volume e da temperatura da água num processo de aquecimento isobárico (A, E, I, M) Região de água líquida (também chamada de líquido comprimido ou líquido sub-resfriado); (B-C, F-G, J-K) Região de mistura de água líquida com vapor d'água (também chamada de saturação); (D, H, L, O) Região de vapor d'água (também chamada de vapor superaquecido); (B, F, J) Pontos onde a água líquida começa a se transformar em vapor d'água (também chamado de líquido saturado); (C, G, K) Pontos onde toda a água líquida termina de se transformar em vapor d'água (também chamado de vapor saturado); As substâncias puras em geral apresentam diagramas semelhantes ao da água. Vale observar que existe um ponto na parte superior do gráfico em que o ponto de líquido saturado coincide com o ponto de vapor saturado. A este ponto damos o nome de 4
ponto crítico. Neste ponto não há saturação, ou seja, todo o líquido se transforma em vapor de uma só vez. Para os componentes do petróleo foi desenvolvida a Carta de Cox (figuras 3 e 4) onde, em função da pressão e da temperatura, se obtém a fase (líquida ou gasosa). Nesta Carta é mostrado ainda o ponto crítico de cada componente.
Figura 3 - Carta de Cox
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Figura 4 - Carta de Cox 2.2 - Gases id eais
Através de observações experimentais verifica-se que, para gases de baixa massa específica, a seguinte expressão é válida: 6
p. ν = R.T
(1)
onde: p :
pressão absoluta do gás [Pa ]
⎡ m3 ⎤ ⎥ ν : volume específico do gás ⎢ ⎢⎣ kg ⎥⎦ ⎡ J ⎤ ⎥ ⎣ kg.K ⎦
R : constante do gás (propriedade de cada gás) ⎢ T : temperatura absoluta do gás [K ]
Os gases que seguem essa equação são chamados de gases ideais ou perfeitos, e, por conseqüência, a equação é conhecida por equação dos gases ideais ou perfeitos. Com o auxílio desta equação pode-se determinar, por exemplo, a temperatura de um gás ideal se for conhecida sua pressão e seu volume específico. A equação dos gases ideais também pode ser escrita das seguintes formas:
p. ν = R.T ⇒ p.
V m
= R.T ⇒ p.V = m.R.T
(2)
onde: 3 V : volume de gás ⎡m ⎤
⎢⎣
m:
⎥⎦
massa de gás [kg]
p. ν = R.T ⇒ p.
V m
=
R M
.T ⇒ p.V =
m M
.R .T ⇒ p.V = n.R .T
(3)
onde: ⎛ ⎝
R : constante universal dos gases ⎜ R = 8,3145 M:
⎞ ⎟ mol.K ⎠ J
massa molecular do gás (massa de um mol de moléculas do gás, ou seja, de ⎡ kg ⎤
6,02.1023 moléculas do gás) ⎢ ⎣ mol ⎥⎦ n : números de mols de
átomos ou moléculas do gás [mols] 7
2.3 - Gases reais
Os gases que não obedecem à equação dos gases ideais são conhecidos como gases reais. Nestes casos a equação adequada é a apresentada a seguir. p. ν = Z.R.T
(4)
onde: Z : fator de compressibilidade do gás [adimensional]
O fator de compressibilidade é função da composição do gás, da pressão e da temperatura. Outras formas da equação dos gases reais seriam:
p. ν = Z.R.T ⇒ p.
p. ν = Z.R.T ⇒ p.
V m
= Z.
R M
V
= Z.R.T ⇒ p.V = Z.m.R.T
m
.T ⇒ p.V = Z.
m M
.R .T ⇒ p.V = Z.n.R .T
(5)
(6)
2.4 - Misturas de gases
No caso de mistura de gases temos: - fração molar: n
y = i i n
(7)
m w = i i m
(8)
- fração ponderal (mássica):
8
- fração volumétrica: V v = i i V
Para gases ideais v = y e i
i
(9)
y .M i i w = i ∑ y .M k k
(
).
A massa molecular aparente (da mistura) é dada por M = ∑ y .M . a
i
i
9
3 - Separação do gás natural 3.1 - Vasos separadores
A separação do gás natural produzido junto ao óleo e à água é feita em vasos separadores, os quais podem ser classificados quanto à pressão de trabalho (alta, intermediária ou baixa), ao número de fases (bifásico - figuras 5 e 6 - ou trifásico - figuras 7 e 8), à posição (horizontal - figuras 5 e 7 - ou vertical - figuras 6 e 8) e à forma (cilíndrico ou esférico).
Figura 5 - Esquema simplificado do separador horizontal bifásico A principal vantagem dos vasos separadores horizontais é a maior área de interface gás - líquido, o que confere maior eficácia ao processo de separação. Em contrapartida, possuem maior dificuldade de remoção de sólidos, haja vista que nos vasos separadores verticais a geometria favorece a deposição localizada. Outra desvantagem que pode ser representativa é o espaço requerido, maior que no caso dos vasos separadores verticais.
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Figura 6 - Esquema simplificado do separador vertical bifásico
Figura 7 - Esquema simplificado do separador horizontal trifásico
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Figura 8 - Esquema simplificado do separador vertical trifásico 3.1.1 - Mecanismos de separação
Os separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos para separar líquido de gás: - decantação: a diferença de densidades faz o líquido descer e o gás subir; - força centrífuga: a diferença de densidades faz o líquido manter-se na parede enquanto o gás se concentra no centro; - inércia: o líquido, por ter maior inércia, tende a conservar sua direção e sua velocidade, enquanto o gás apresenta menor resistência; - impacto: ao chocar contra defletores o líquido tende a descer e o gás tende a subir. 3.1.2 - Seções de separação
Um separador de produção típico é constituído de quatro seções distintas de acordo com a designação do API ( American Petroleum Institute) (figura 9): 12
Figura 9 - Seções distintas de um vaso separador de produção - de separação primária: localizada na entrada do vaso, constitui-se de dispositivos defletores que fazem com que boa parte do gás se separe do líquido, pelo mecanismo de impacto; - de separação secundária: localizada na parte superior do vaso, é a seção onde as gotículas maiores de líquido que permaneceram na fase gasosa são separadas por decantação; - de acumulação de líquido (coleta): localizada na parte inferior do vaso, é a seção onde o gás remanescente na fase líquida se separa por diferença de densidade; - de aglutinação: localizada na saída na parte superior do vaso, consta de dispositivos com grande área de contato onde as gotículas de líquido ainda presentes na fase gasosa após a passagem pela seção secundária de separação são aglutinadas e removidas do fluxo gasoso. 3.1.3 - Probl emas operacionais
Há uma série de problemas operacionais que podem ocorrer tanto nos vasos separadores bifásicos quanto nos trifásicos: - formação de espuma; - obstrução por parafina; - produção de areia; - formação de emulsão.
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3.1.3.1 - Espuma
Os maiores causadores de espuma são as impurezas presentes no óleo que são de remoção impraticável antes que o fluxo chegue no separador. A espuma não representa um problema se no separador há um acessório para remoção da mesma que assegure um tempo e superfície coalescedora suficiente para quebrá-las. Contudo o aparecimento de espuma em um separador apresenta problemas como controle de nível do líquido e ocupação de volume muito grande no vaso, o que afeta a eficiência de separação. 3.1.3.2 - Parafina
A separação pode ser afetada por um acúmulo de parafina. As placas coalescedoras e a tela de arame na seção gasosa são particularmente suscetíveis a este tamponamento. Bocas de visita ou orifícios devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos internos do separador. 3.1.3.3 - Areia
A areia pode causar erosão nas válvulas ou interrupção, destruindo os internos do separador e acumulando-se no fundo do separador. Revestimento especial pode minimizar os efeitos da areia nas válvulas e o acúmulo de areia pode ser aliviado com o uso de jatos de fluido na areia e drenos. 3.1.3.4 - Emulsão
Causa problemas com o controle de nível do líquido. A adição de calor, de produtos químicos ou de ambos minimizam este problema. 3.1.4 - Acessór ios
Defletor de entrada (dispositivo primário de separação) (figura 10): causa uma mudança rápida na direção e na velocidade dos fluidos e, assim, separa gás do líquido.
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Figura 10 - Defletor ou chicana Prato quebra-espuma (figura 11): usado para conduzir as bolhas (espumas) ao coalescimento.
Figura 11 - Quebrador de espuma 15
Quebra-onda (figura 12): placas verticais que se extendem sobre a interface gáslíquido no plano perpendicular à direção de fluxo, evitando a propagação de ondas causadas pela instabilidade do processo.
Figura 12 - Quebrador de onda Quebra-vórtice (figura 13): interrompe o desenvolvimento do vórtice quando a válvula de controle é aberta. O vórtice pode succionar algum gás e arrastá-lo com o líquido.
Figura 13 - Quebrador de vórtice Extrator de névoa ( demister ) (figuras 14 e 15): as gotículas colidem com a superfície dos extratores onde coalescem, caindo para a sessão de coleta de líquido do vaso.
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Figura 14 - Extratores de névoa
Figura 15 - Placas coalescedoras Jatos de fluido na areia e drenos (figura 16): os acúmulos de areia e sólido no fundo do vaso tornam-se bem compactos e interrompem a operação eficiente do vaso por ocuparem um volume do mesmo. Para removê-los um jato de fluido é bombeado, agitando os sólidos que são carreados pelos drenos.
Figura 16 - Dreno e jatos de areia 17
Após sua separação no vaso separador, o gás segue para um vaso purificador (depurador) cujo objetivo é a remoção do líquido arrastado daquele vaso pela fase gasosa. Neste equipamento também são utilizados extratores de névoa para coalescimento do líquido. Eventualmente pode existir, após o vaso depurador, um equipamento para adoçamento do gás, ou seja, remoção de gases ácidos. Normalmente são utilizadas aminas (monoetanolamina - MEA - ou dietanolamina - DEA) como líquidos absorvedores destes gases. Então o gás é conduzido para um sistema de compressão onde sua pressão é elevada aos patamares requeridos para algumas aplicações. Em seqüência à compressão o gás precisa ainda ser desidratado, o que é feito em torres absorvedoras através da circulação de um álcool (tipicamente trietilenoglicol - TEG) em contracorrente com o gás. Boa parte do gás primariamente processado nas plataformas é utilizado nas mesmas para realização de gas lift em poços produtores de petróleo, para geração de energia, para acionamento de turbocompressores e como combustível em fornos e caldeiras. O restante normalmente é exportado para ser processado em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN’s).
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4 - Tratamento do g ás natural
O gás natural tal como é produzido pode conter contaminantes classificados segundo dois tipos básicos: inertes e gases ácidos. Os inertes, sempre presentes no gás, são o nitrogênio e o vapor d'água. Os gases ácidos, assim chamados por formarem uma solução de características ácidas quando na presença de água livre, englobam o gás carbônico (CO2) e os compostos de enxofre. Condicionamento (ou tratamento) é o conjunto de processos aos quais o gás é submetido de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. As especificações mais freqüentes são relacionadas aos teores máximos de compostos de enxofre, dióxido de carbono, água e sólidos. Também é controlado o poder calorífico do gás. O condicionamento do gás visando apenas a remoção de compostos de enxofre denomina-se dessulfurização. Quando visa a remoção de gases ácidos usa-se o termo genérico de adoçamento. Os compostos de enxofre implicam basicamente em problemas de corrosão, enquanto o dióxido de carbono, além de propiciar corrosão, reduz o poder calorífico do gás. A remoção de água, desidratação, é a forma mais eficiente de combater problemas tais como corrosão e formação de hidratos. A presença de vapor d’água e de nitrogênio no gás gera redução do poder calorífico deste.
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5 - Processamento do g ás natural 5.1 - Unidade de processamento do gás natural (UPGN)
O processamento do gás resulta na recuperação de hidrocarbonetos líquidos e na produção de gás "residual" (natural). Vários são os produtos líquidos que podem ser obtidos em uma UPGN. A alternativa mais simples consiste em produzir apenas um líquido de gás natural (LGN) que é composto de propano (C 3 e hidrocarbonetos mais pesados). Uma outra alternativa inclui, além do LGN, a produção de etano (C 2) líquido. Em termos econômicos a escolha do processo a ser utilizado em uma UPGN depende basicamente de três fatores, a saber: composição do gás, pressão disponível e recuperações desejadas. No entanto, como não existem critérios rígidos que orientem a seleção, é recomendável que se faça um estudo técnico e uma análise econômica para cada tipo de processo. São três os principais processos para recuperação de hidrocarbonetos líquidos do gás natural: - refrigeração simples; - absorção refrigerada; - turbo-expansão. Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação de hidrocarbonetos mais pesadas por meio de redução de temperatura. 5.1.1 - Refrigeração simples
O processo de refrigeração simples consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a condensação de propano e hidrocarbonetos mais pesados (C 1/C2 + C3+). O líquido condensado pode ser separado posteriormente originando GLP (C 3/C4) e C5+. 5.1.2 - Abso rção r efrigerada
O processo de absorção refrigerada é baseado na diferença entre a pressão de vaporização dos componentes no óleo e sua pressão parcial no gás. As recuperações 20
comumente obtidas são C 1 + C2 + GLP (C3/C4) + C5+. 5.1.3 - Turbo-expansão
O processo de turbo-expansão é adotado quando se deseja recuperar etano (C 2) e componentes mais pesados (C 3+). Consiste no abaixamento da temperatura do gás através da sua expansão numa turbina.
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Bibliografia
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