UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS
NATURAL - CEEGAN
GEORGE LUIS DE ALMEIDA CASTRO SILVA
DESAFIOS PARA A ODORAÇÃO EM REDES URBANAS DE
DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
SALVADOR - 2011
GEORGE LUIS DE ALMEIDA CASTRO SILVA
DESAFIOS PARA A ODORAÇÃO EM REDES URBANAS
DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
Monografia apresentada à Coordenação
do Curso de Especialização em
Engenharia de Gás Natural – CEEGAN VI
da Universidade Federal da Bahia, como
requisito para obtenção do título de
especialista
Área de concentração: Gás Natural
Orientador: Prof. Me. Luiz Flávio do Prado
Ribeiro
Salvador, dezembro de 2011
S586
Silva, George Luis de Almeida Castro
Desafios para a odoração em redes urbanas de distribuição
de gás natural / George Luis de Almeida Castro Silva. –
Salvador, 2011.
106 f. : il. color.
Orientador: Profo . Me. Luiz Flávio do Prado Ribeiro
Monografia (especialização) – Universidade Federal da
Bahia. Escola Politécnica, 2011.
1. Gás natural - Distribuição. 2. Gás natural - Controle de
odor. I. Ribeiro, Luiz Flávio do Prado. II. Universidade Federal
da Bahia. III. Título.
CDD.: 665.7
GEORGE LUIS DE ALMEIDA CASTRO SILVA
DESAFIOS PARA A ODORAÇÃO EM REDES URBANAS
DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
Monografia apresentada à Coordenação
do Curso de Especialização em
Engenharia de Gás Natural – CEEGAN VI
da Universidade Federal da Bahia, como
requisito para obtenção do título de
especialista
Área de concentração: Gás Natural
Instituição: Universidade Federal da Bahia
Orientador: Prof. Me.Luiz Flávio do Prado Ribeiro (UFBA, 2002)
Coordenador: Prof. Me. Sílvio Alexandre M. Guimarães (UFBA, 2005)
19 de dezembro de 2011
AGRADECIMENTOS
Agradeço, em primeiro lugar, aos meus pais, que, com muita dedicação e
carinho, forneceram toda a base, educação e estrutura para que tudo isto fosse
possível. À Diretoria Executiva e ao Gerente de Operações da Companhia de
Gás da Bahia – BAHIAGÁS, por ter fomentado a realização e a continuidade
deste importante curso e, mais ainda, por ter possibilitado meu ingresso nele.
À minha esposa, pela compreensão, nos momentos em que a dedicação à
confecção deste trabalho foi exclusiva. Aos colegas e amigos da Bahiagás, que
me incentivaram e contribuíram com informações e orientações . Aos meus
colegas do curso CEEGAN VI, pela colaboração e parceria, durante as aulas e
reuniões de estudo. Ao corpo docente do CEEGAN VI, pelo ensinamento e
competência. Ao Profo Orientador Luiz Flávio do Prado Ribeiro, que conduziu a
atividade na melhor forma possível para que o objetivo fosse plenamente
atingido. Aos servidores do PEI, Tatiane e Edilson, pela atenção, apoio e
presteza nas informações. Ao Prof
o
Sílvio Alexandre M. Guimarães,
coordenador do CEEGAN VI, pela condução do mesmo e pela postura
compreensiva.
RESUMO
Este trabalho visa apresentar os diversos aspectos que envolvem a atividade de
odoração das redes de distribuição de gás natural, os obstáculos encontrados,
os recursos tecnológicos disponíveis, a legislação aplicável, os produtos
utilizados e as melhores práticas no assunto.
Como contribuição mais específica, discute-se a operação de odoração
complementar como recurso possível para a manutenção dos níveis adequados
de odorante na rede de gás natural, analisando-se os riscos associados e
propondo-se medidas de controle que viabilizem essa operação.
Palavras – Chave: Gás Natural, Odoração, Distribuição.
ABSTRACT
This paper goals to present the various aspects that involves the task of
odorizing natural gas pipelines of distribution, the achieved shortcomings,
available resources, the applied law, the used products and the best practices on
the matter.
As a contribution more specific, we discuss the complementary odorization
operation as
possible
of odorant in natural
resource
gas,
for the
analyzing
maintenance
the risks and
measures that allow this operation.
Keywords: Natural Gas, Odoration, Distribution.
of adequate
levels
proposing control
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 Classificação do Gás Natural .............................................................. 15
Figura 2 Produção mundial de gás natural por país e continente (período de
2000 a 2010) ...................................................................................................... 20
Figura 3 Produção Nacional de Gás Natural ..................................................... 22
Figura 4 Uso do Gás Natural no Mundo nos Diversos Segmentos ................... 23
Figura 5 Consumo Mundial de Gás Natural por País e região (2000-2010)...... 26
Figura 6 Reservas Provadas Mundiais de Gás Natural..................................... 29
Figura 7 Reservas Nacionais de Gás Natural (2000-2010)............................... 30
Figura 8 Consumo de Gás Natural por Distribuidora Estadual de Gás Natural. 34
Figura 9 Comparativo de Preços entre Gás Natural e Óleo Combustível no
Estado da Bahia – junho de 2011 ...................................................................... 37
Figura 10 Comparativo de Preços entre Gás Natural e Gasolina no Estado da
Bahia – junho de 2011 ....................................................................................... 38
Figura 11 Comparativo de Preços entre Gás Natural e GLP no segmento
residencial no Estado da Bahia – junho de 2011 ............................................... 38
Figura 12 Consumo de Gás Natural por Setor .................................................. 39
Figura 13 Principais componentes da matriz energética brasileira ................... 40
Figura 14 Limites de Inflamabilidade do Gás Natural........................................ 53
Figura 15 Quadro resumo – classificação quanto ao risco dos odorantes ........ 64
Figura 16 Concentrações dos odorantes e efeitos à saúde .............................. 66
Figura 17 FISPQ do produto odorante Scentinel TB, da empresa IQ Soluções 68
Figura 18 Bomba injetora de odorante .............................................................. 72
Figura 19 Bomba de Injeção e Medidor de odorante ........................................ 72
Figura 20 Controlador de Taxa de Injeção do Equipamento Odorador ............. 74
Figura 21 Odorador Portátil com Controle de Dosagem ................................... 86
Figura 22 Odorador Portátil sem Controle de Dosagem ................................... 87
Figura 23 Matriz para avaliação de riscos de eventos indesejáveis................. 88
Figura 24 Análise Preliminar de Riscos para a operação de odoração
complementar.................................................................................................
89
Figura 25 Odorímetro Portátil efetuando medições de campo .......................... 94
Figura 26 Odorímetro Portátil – detalhe frontal ................................................. 95
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Composições típicas do Gás Natural no Recôncavo Baiano ............. 16
Tabela 2 Os 30 Maiores Produtores Mundiais de Gás Natural-2010 (em bilhão
de m³) .............................................................................................................
21
Tabela 3 Principais componentes da matriz energética brasileira..................... 39
Tabela 4 Intensidade de Odor e Sensação Correspondente ............................ 54
Tabela 5 Características dos componentes da família mercaptanas ................ 58
Tabela 6 Características dos componentes da família sulfetos......................... 60
Tabela 7 Características dos componentes da família sulfetos cíclicos............ 61
Tabela 8 Compostos (blends) odorantes .......................................................... 62
Tabela 9 Odorantes comercialmente fornecidos no Brasil ................................ 63
Tabela 10 Comparativo entre os principais blends comercialmente disponíveis 63
Tabela 11 Efeitos à saúde dos componentes odorantes................................... 65
Tabela 12 Efeitos ao meio ambiente dos odorantes ......................................... 67
Tabela 13 Resistência à oxidação dos componentes da família das
mercaptanas................................................................................................... .. 79
Tabela 14 Cálculo da quantidade de querosene e odorante para passivação
da rede ............................................................................................................... 83
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABNT
Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANP
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
APR
Análise Preliminar de Riscos
AGERBA Agência Estadual de Serviços Públicos de Energia, Transportes e
Comunicações da Bahia
ASME
American Society For Testing and Materials
DES
Di - Metil Etil Sulfeto
FISPQ
Ficha de Informação de Segurança de Produto Químico
GNC
Gás Natural Comprimido
GNV
Gás Natural Veicular
ISO
International Standard for Organisation
IPM
Iso Propil Mercaptana
LGN
Líquido de Gás Natural
MES
Metil Etil Sulfeto
NPM
Normal Propil Mercaptana
TBM
Terciária Butil Mercaptana
TEP
Tonelada Equivalente de Petróleo
THT
Tetrahidrothiofeno
UPGN
Unidade de Processamento de Gás Natural
SUMÁRIO
1
INTRODUÇÃO................................... ................................................. .....13
2
2.1
O GÁS NATURAL ................................................................................... 13
Tipos de gás natural ................................................................................ 14
2.1.1 Gás associado ......................................................................................... 14
2.1.2 Gás não associado .................................................................................. 15
2.2
Caracterização da cadeia gasífera .......................................................... 16
2.2.1 Similaridades no processo de exploração e produção do gás natural
e do petróleo ..................................................................................................... 17
2.3
Evolução do gás natural como energético ............................................... 24
2.4
Histórico do gás natural no Brasil ............................................................ 26
2.5
Reservas de gás natural .......................................................................... 28
2.5.1 Reservas provadas de gás natural .......................................................... 28
2.6
Regulamentação do gás natural .............................................................. 30
2.6.1 Atores da cadeia do gás natural .............................................................. 31
2.6.2 Distribuição do gás natural....................................................................... 32
2.7
Vantagens econômicas na utilização do gás natural ............................... 34
2.7.1 Vantagens do gás natural ....................................................................... 34
2.7.1.1 Vantagens para o Consumidor............................................................... 34
2.7.1.2 Vantagens no Comércio, Serviços e Gás Residencial ........................... 35
2.7.1.3 Vantagens na Geração de Energia Elétrica ........................................... 36
2.7.1.4 Vantagens para a População e a Sociedade ......................................... 36
2.7.1.5 Vantagens como Combustível Veicular (GNV)....................................... 37
3
ASPECTOS AMBIENTAIS DO GÁS NATURAL..................................... 41
3.1
Reação de combustão do gás natural ..................................................... 41
3.2
Emissões de dióxido de enxofre pelo gás natural.................................... 43
3.3
Emissões de óxidos de nitrogênio pelo gás natural ................................. 44
3.4
Emissões de dióxido de carbono pelo gás natural................................... 46
3.5
Riscos associados ao gás natural............................................................ 48
3.5.1 Acidentes com gás natural....................................................................... 48
4
ODORAÇÃO DO GÁS NATURAL .......................................................... 50
4.1
Histórico dos odorantes (1880-1970)....................................................... 50
4.2
Limites de inflamabilidade....................................................................
4.3
Rinologia aplicada ao gás natural ............................................................ 53
4.4
Escala de intensidade de odor - escala de sales ..................................... 53
52
4.5
Limites utilizados em odoração de gás natural ........................................ 54
4.6
Legislação relacionada à odoração ......................................................... 54
4.7
Principais normas relacionadas à odoração do gás natural..................... 56
4.8
Propriedades requeridas dos odorantes .................................................. 56
4.8.1
Propriedades químicas requeridas .......................................................... 56
4.8.2
Propriedades físicas requeridas............................................................... 56
4.8.3
Características fisiológicas requeridas..................................................... 57
4.8.4
Características econômicas requeridas ................................................... 57
4.8.5
Requisitos de desempenho para um bom odorante ................................ 57
4.9
Famílias de odorantes ............................................................................. 57
4.9.1
Mercaptanas ............................................................................................ 57
4.9.2
Sulfetos alquílicos .................................................................................... 59
4.9.3
Sulfetos cíclicos ....................................................................................... 60
4.10
Composição dos blends (compostos) odorantes ..................................... 61
4.10.1 Fornecedores de odorantes no Brasil ...................................................... 62
5
ASPECTOS AMBIENTAIS E DE SEGURANÇA NA UTILIZAÇÃO DOS
COMPOSTOS ODORANTES .............................................................................. 64
5.1
Efeitos agudos dos compostos odorantes à saúde humana................... 65
5.2
Efeitos dos compostos odorantes ao meio ambiente............................... 66
5.3
Medidas de segurança em caso de emergência com odorantes ............. 69
5.3.1
Equipamentos de segurança ................................................................... 69
5.3.1.1 Equipamentos de proteção individual...................................................... 69
5.3.1.2 Equipamentos de proteção coletiva......................................................... 69
5.3.2
Produtos e materiais de segurança ........................................................ 69
5.3.2.1 Produtos de segurança ........................................................................... 70
5.3.3
Primeiros socorros ................................................................................... 70
6
EQUIPAMENTOS ODORADORES PARA GÁS NATURAL................... 71
6.1
Materiais utilizados nos sistemas de odoração........................................ 75
7
A ODORAÇÃO DO GÁS NATURAL EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO .. 76
7.1
Principais problemas que afetam a qualidade da odoração .................... 76
7.2
Decaimento (odor fading) ........................................................................ 76
7.2.1
Riscos associados ao decaimento de odor.............................................. 77
7.2.1.1 Tipos de compostos (blends) de odorantes e a química dos vários
componentes........................................................................................................ 78
7.2.1.2 Condições da tubulação ....................................................................... 78
7.2.1.2.1Oxidação .............................................................................................. 79
7.2.1.2.2 Novas tubulações de distribuição de gás natural ................................ 79
7.2.1.2.3 Qualidade do gás natural .................................................................... 81
7.2.1.3
Passivação da tubulação..................................................................... 82
8
DETERMINANDO OS NÍVEIS APROPRIADOS DE ODORAÇÃO ..... 84
9
ODORAÇÃO COMPLEMENTAR......................................................... 86
9.1
Tipos de odoradores portáteis e aplicações......................................... 86
9.1.1
Odoradora portátil com controle de dosagem ..................................... 86
9.1.2
Odoradora portátil sem controle de dosagem ..................................... 87
9.2
Riscos na operação de odoração complementar................................ 87
9.3
Onde injetar odorante na odoração complementar.............................. 93
10
PROGRAMA DE MONITORAMENTO DE ODORANTE ..................... 94
11
CONSIDERAÇÕES FINAIS................................................................. 97
REFERÊNCIAS.................................................................................................. 99
GLOSSÁRIO ...................................................................................................... 101
ANEXOS ............................................................................................................ 105
13
1 INTRODUÇÃO
O gás natural tem experimentado, nas últimas décadas, um grande aumento no seu
uso pelos diversos segmentos e, graças à modernização tecnológica, novas formas
de utilização vêm surgindo ao longo dos anos.
No compasso deste crescimento, as empresas estaduais distribuidoras de gás
natural canalizado têm investido de forma agressiva na ampliação de suas redes,
com a construção de novos gasodutos, estações de distribuição e estações
redutoras de pressão e medição.
Contudo, esta rápida ampliação das redes de distribuição traz consigo um
verdadeiro compromisso para as empresas distribuidoras na tarefa de manter os
níveis adequados de segurança em toda a extensão da rede, de forma homogênea,
e com a agilidade necessária.
Reside, neste fato, o maior desafio para os profissionais que, nas empresas
distribuidoras, são os responsáveis pela odoração do gás natural nas redes de
distribuição, principalmente as que atendem os grandes centros urbanos, onde a
diversidade de topologias de rede, materiais empregados na construção da rede,
perfis de consumo dos clientes, pressão de operação dos diversos trechos da rede e
outros fatores tornam-se obstáculos à execução de um programa de odoração
eficiente, conforme exigem os órgãos reguladores.
Este trabalho tem como proposta e objetivo apresentar os fenômenos que
influenciam na qualidade da odoração nas redes urbanas de distribuição de gás
natural canalizado e, além disso, recomendar ações
para o efetivo controle,
monitoramento e equacionamento do problema apresentado, com base nas normas
vigentes. Adicionalmente, aborda os principais aspectos ambientais, ocupacionais e
de segurança relacionados ao manuseio dos compostos odorantes.
2 O GÁS NATURAL
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves, que, à temperatura ambiente
e pressão atmosférica, permanecem no estado gasoso.
Na natureza, ele é encontrado acumulado em rochas porosas no subsolo,
freqüentemente acompanhado por petróleo, constituindo um reservatório.
14
Os reservatórios de petróleo podem ser classificados como produtores de óleo ou
gás. Existem reservatórios que só contêm gás e são chamados de reservatórios de
gás. Os reservatórios com óleo contêm gás em solução e podem ou não apresentar
um volume de gás livre denominado capa de gás.
No gerenciamento dos reservatórios procura-se otimizar a explotação para alcançar
uma maior recuperação final de hidrocarbonetos embasada em estudos técnicos e
econômicos. Quando o valor econômico da produção de óleo é superior ao valor
econômico da produção de gás, o reservatório é classificado como produtor de óleo.
Caso contrário, o reservatório é classificado como produtor de gás, sendo o óleo
considerado subproduto.
2.1 TIPOS DE GÁS NATURAL
O gás natural, em termos da sua ocorrência natural em sub-superfície, é classificado
como gás associado e gás não associado.
2.1.1 GÁS ASSOCIADO
É todo gás natural existente nos reservatórios em que o plano de explotação prevê a
produção de óleo como principal energético, reservatórios estes considerados como
produtores de óleo. Pode estar em solução no óleo, ou em estado livre formando o
que se denomina capa de gás.
A produção de gás associado de um reservatório é inicialmente ascendente e
posteriormente declinante, sendo que a corrente gasosa é individualizada na
superfície a partir do separador óleo/gás.
15
Figura 01: Classificação do Gás Natural.
Fonte: BAHIAGÁS, 2002.
2.1.2 GÁS NÃO ASSOCIADO
Gás não associado é aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de
quantidades muito pequenas de óleo. Neste caso, só se justifica comercialmente
produzir o gás.
Ou seja, gás não associado é todo gás natural existente nos reservatórios em que o
plano de explotação prevê a produção de gás como principal energético,
reservatórios estes considerados como produtores de gás. As maiores ocorrências
de gás natural no mundo são de gás natural associado. Em um reservatório produtor
de gás, pode ocorrer inclusive produção inexpressiva de óleo.
O programa de produção de gás não associado é independente do programa de
produção de óleo. De um modo geral, o gás não associado é produzido para suprir o
diferencial existente entre a demanda de gás e a disponibilidade de gás associado.
Assim sendo, a produção de gás não associado de um determinado campo pode
apresentar oscilações no seu comportamento, sendo que, no entanto, a capacidade
produtiva se mostra declinante com o tempo.
A composição do gás natural é muito variada e depende das condições de pressão,
temperatura, características do reservatório e da forma como foi gerado. Ele é
composto basicamente por metano, etano, propano e, em proporções menores, de
outros hidrocarbonetos de peso molecular maior. Em geral, o gás natural apresenta
um teor de hidrocarbonetos superior a 90%, ficando o percentual restante distribuído
entre os diluentes e os contaminantes.
16
Os diluentes geralmente encontrados no gás natural são o nitrogênio e o vapor
d'água e dentre os contaminantes destacam-se o gás sulfídrico (H2S) e o dióxido de
carbono (CO2).
No processamento, a maior parte do propano e hidrocarbonetos mais pesados,
assim como porções de etano, são freqüentemente removidos do gás sob a forma
de líquidos. A maior parte da água, compostos sulfurosos, nitrogênio e dióxido de
carbono e outras impurezas encontradas no gás natural são também removidas em
vários estágios de processamento.
A riqueza de um gás é definida como a percentagem de frações pesadas contidas
no mesmo (soma das percentagens de propano e mais pesados). Quanto maior a
riqueza de um gás, maior o índice de rendimento de líquido de gás natural, expresso
em m3 de LGÁS NATURAL / 1.000 m3 de gás processado.
A composição do gás associado é, em geral, mais rica em frações pesadas do que a
do gás não associado, já que o abaixamento da pressão nos sistemas coletores de
óleo favorece ao carreamento de frações pesadas, durante a liberação das frações
leves. Quanto menor for o nível de pressão a que está submetido o óleo/gás, maior
será a riqueza do gás associado.
Na tabela abaixo temos composições típicas do gás natural produzido em alguns
campos do recôncavo baiano:
Tabela 01 - Composições típicas do Gás Natural no Recôncavo Baiano
COMPOSIÇÃO DO GÁS NATURAL – BAHIA (% molar)
GÁS
ASSOC.
ARAÇÁS
GÁS
ASSOC.
FBM.
GÁS
ASSOC.
A.GRANDE
GÁS
ASSOC.
CANDEIAS
GÁS
N/ASSOC.
MG-122
GÁS
N/ASSOC.
ITAPARICA
GÁS
RESIDUAL
CO2
N2
C1
C2
C3
IC4
nC4
i C5
n C5
C6
C7
C8+
0,95
1,52
71,56
12,96
6,67
1,38
2,00
0,74
0,94
1,14
0,02
0,12
0,14
2,62
79,06
6,81
6,88
1,63
1,89
0,43
0,35
0,19
0,00
0,00
0,99
1,36
82,36
10,67
2,23
0,56
0,77
0,29
0,34
0,29
0,09
0,00
0,51
1,53
84,37
9,00
2,39
0,43
0,77
0,20
0,27
0,28
0,18
0,03
0,10
1,28
89,85
4,69
2,08
0,66
0,54
0,20
0,31
0,39
0,00
0,00
0,55
3,42
92,66
1,43
0,75
0,38
0,40
0,14
0,08
0,10
0,01
0,00
0,63
1,06
88,58
9,30
0,42
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Riqueza %
Peso Mol.
Densidade
Ind. Rend.
13,01
23,32
0,808
0,516
11,37
21,33
0,738
0,424
4,57
19,71
0,682
0,181
4,53
19,24
0,665
0,180
4,08
18,47
0,639
0,161
1,86
17,54
0,606
0,074
0,42
17,76
0,614
0,013
COMPONENTE
Fonte: Apostila da disciplina Beneficiamento do Gás Natural - ENG 915 do Curso de
Especialização em Engenharia do Gás Natural – CEEGAN - 2009
17
2.2
CARACTERIZAÇÃO DA CADEIA GASÍFERA
As três principais atividades funcionais da indústria de gás natural são a exploração produção, o transporte e a distribuição. As peculiaridades de cada uma das
atividades são descritas a seguir.
2.2.1 SIMILARIDADES NO PROCESSO DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
DO GÁS NATURAL E DO PETRÓLEO
As atividades exploratórias das fontes de gás natural são as mesmas das fontes de
petróleo, e são incumbidas de localizar formações geológicas que potencialmente
possam conter reservas de gás natural. Essas atividades seguem progressivamente
três etapas principais:
• Levantamento regional para identificar quão promissoras são as condições
geológicas;
• Levantamento detalhado, justificando as avaliações de áreas específicas;
• Perfuração exploratória para determinar quanto gás natural está na verdade
presente nessa área específica.
Os levantamentos regionais, aerotransportados ou embarcados, incluem medições
referentes a mudanças no campo magnético terrestre e variações locais da
gravidade da terra. Estas medições ajudam a identificar irregularidades no subsolo e
estruturas geológicas nas quais o gás natural ou o óleo podem estar acumulados. O
propósito dos levantamentos regionais é identificar áreas onde atividade exploratória
de maior detalhe pode se justificar.
Caso haja necessidade de investigações detalhadas de uma área em particular,
levantamentos sísmicos e perfurações no centro da área são as técnicas mais
utilizadas. Exames sísmicos consistem na geração de ondas de som, as quais são
refletidas e refratadas pelas camadas subterrâneas dos estratos geológicos. Os
ecos são recolhidos por detectores acústicos e registrados em fitas magnéticas.
Esses dados são digitalizados e processados em computador para preparar mapas
seccionais cruzados de área.
O gás natural, conforme já comentado, pode ser obtido desde poços em associação
com petróleo (gás associado e dissolvido) ou predominantemente de poços de gás
(gás não-associado). Os reservatórios de gás natural não-associado e associado
18
podem ser localizados a partir de informações sísmicas off-shore. Explorações
perfuradoras off-shore usam as mesmas técnicas que as de on-shore, exceto que a
plataforma deve estar provida para sustentar o equipamento de perfuração e outros
equipamentos sobre lâmina d'água. Poços exploratórios são usualmente perfurados
para atingir uma formação geológica que se acredita contenha petróleo ou gás
natural.
A produção consiste em uma seqüência de passos que começa no momento em
que é confirmada a presença de gás natural numa jazida. O segundo passo é a
requisição de investimentos em equipamentos de perfuração e plataformas de
produção (se os reservatórios forem off-shore). Uma vez determinados os
investimentos iniciais, o gás natural começa a ser extraído gradualmente até atingir
o pico (produção máxima do poço), para posteriormente entrar em declínio e chegar
ao ponto de exaustão (economicamente inviável). Nesse caso, os custos
relacionados à extração de gás natural de um poço em declínio podem chegar a ser
maiores que os custos de serviço ou de manutenção, e, portanto, somente serão
mantidas as operações se as condições econômicas justificarem o prolongamento
da produção.
Uma vez produzido o gás natural, as tecnologias de processamento diferem
significativamente daquelas empregadas para o petróleo. O processamento
selecionado para o gás natural, em particular, depende de fatores tais como seu tipo
e sua composição, a localização geográfica da fonte e a proximidade de suas linhas
de transporte. Também, alguns processos podem ser incrementados para que o gás
natural seja apropriado para escoamento via gasodutos ou pronto para ser vendido,
enquanto que outros processos são feitos para recuperar produtos de alto valor
comercial, incluindo uma ampla gama de líquidos hidrocarbonetos.
O gás natural “associado”, descoberto nas operações de prospecção de petróleo com pouco ou nenhum uso no início - tinha como destino a reinjeção, depois do
tratamento, e recompressão dentro da jazida, a fim de manter sua pressão. Esta
operação era necessária para produzir o máximo de petróleo e, inevitavelmente,
nesse momento, o excedente era queimado na tocha. No entanto, conforme o gás
natural foi ganhando espaço e diversificando sua utilização, o balanço desta reinjeção veio a colocar em confronto o gás natural e o petróleo.
A diminuição de perdas de gás natural associado devido à queima (flaired) na bocado-poço de produção é uma das significativas melhorias dos últimos tempos da
19
indústria do gás natural no mundo e se explica pelas medidas de racionalização
introduzidas por numerosas empresas. Por outro lado, a crescente expansão dos
mercados locais, principalmente, e uma infra-estrutura mais sofisticada, aliados a
equipamentos de melhor desempenho, coadjuvaram na diminuição da queima de
gás natural na tocha.
Na exploração e produção, a indústria de gás natural é semelhante à do petróleo.
Em função dessa relação, no caso do gás natural, essas atividades são realizadas
pelas mesmas companhias que produzem petróleo. Entretanto, a concorrência entre
companhias está longe de ser perfeita e cada companhia de gás natural, mesmo
pequena, detém certa quantidade de poder no mercado. Face aos riscos tão
grandes
nessa
indústria,
é
natural
que
as
companhias
engajadas
no
desenvolvimento de gás natural a montante esperem um retorno do capital investido
muito mais alto que o mero custo de oportunidade.
A figura 2 e a tabela 2 mostram, respectivamente, a produção mundial por países de
2000 a 2010 e a relação dos 30 maiores produtores de gás natural em escala
mundial. A ocorrência de gás natural é um pouco mais distribuída no planeta, fato
que se reflete na sua produção em países pertencentes aos cinco continentes.
Contudo, a tabela 2 revela que 30 países detêm quase 90% da produção mundial.
20
Figura 02: Produção mundial de gás natural por país e continente (período de 2000 a 2010)
FONTE: BP Statistical Review of Word Energy, junho de 2011
21
Tabela 02: Os 30 Maiores Produtores Mundiais de Gás Natural-2010 (em bilhão de m³)
PAÍS
PRODUÇÃO
PARTICIPAÇÃO (%)
1
EUA
611,0
19,1
2
RÚSSIA
588,9
18,4
3
CANADÁ
159,8
5,0
4
IRÃ
138,5
4,3
5
CATAR
116,7
3,7
6
NORUEGA
106,4
3,3
7
ARABIA SAUDITA
83,9
2,6
8
INDONÉSIA
82,0
2,6
9
ARGÉLIA
80,4
2,5
10
HOLANDA
70,5
2,1
11
M ALÁSIA
66,5
1,9
12
EGITO
61,3
1,9
13
UZBEQUISTÃO
59,1
2,2
14
REINO UNIDO
57,1
1,8
15
MÉXICO
55,3
1,7
16
EMIRADOS ARABES
51,0
1,6
17
ÍNDIA
50,9
1,6
18
AUSTRÁLIA
50,4
1,6
19
TRINIDAD & TOBAGO
42,4
1,3
20
TURQUIMENISTÃO
42,4
1,3
21
ARGENTINA
40,1
1,3
22
PAQUISTÃO
39,5
1,2
23
TAILÂNDIA
36,3
1,1
24
KASAQUISTÃO
33,6
1,1
25
NIGÉRIA
33,6
1,1
26
VENEZUELA
28,5
0,9
27
OMÃ
27,1
0,8
28
BANGLADESH
20,0
0,6
29
UCRÂNIA
18,6
0,6
30
LÍBIA
15,8
0,5
TOTAL DOS 30
2867,6
89,8
OUTROS
325,7
10,2
TOTAL NO MUNDO
3193,3
100,0
FONTE: BP Statistical Review of Word Energy, junho de 2011
22
A produção de gás natural no Brasil atingiu a marca de 66,88 milhões de m3 diários
de gás natural, em julho de 2011, conforme figura abaixo:
Figura 03 – Produção Nacional de Gás Natural
Fonte : Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
A repartição do consumo mundial de gás natural por setor difere segundo as
políticas e os objetivos traçados pelos governos (centrais e/ou estaduais). Porém, de
modo geral, a geração de energia elétrica detém a maior fatia do consumo (30%),
destacando-se o Japão, onde a participação no setor é de 66,6%, centralizando o
consumo neste setor do total consumido no país. Em segundo lugar, vem a
indústria, com 25% do total. Novamente, o Japão é o país que foge à regra com
ínfimos 1,0%.
Em escala mundial, os setores residencial, comercial e terciário detêm 29% da fatia
do consumo (o Japão não usa gás natural nestes setores). Na Europa Ocidental,
estes setores consomem quase a metade do gás natural. O setor energético, que
compreende
a
produção,
tratamento,
processamento
e
transporte
de
hidrocarbonetos, incluindo as plantas de aquecimento distritais consomem 12% do
total produzido no mundo. Finalmente, o uso do gás natural como matéria prima
perfaz 4% em nível mundial, despontando a América Latina, cujo consumo é de
10,5% - vide figura 4.
O gás natural é apontado como o hidrocarboneto de menor índice de emissão de
CO2, em torno de 0,58 toneladas por tonelada equivalente de petróleo (t/tep)
(MARTIN, 1993), quando comparado com os derivados de petróleo concorrentes,
inclusive o carvão vegetal. A utilização do gás natural nos diferentes segmentos
industrial, residencial, comercial ou de geração de energia elétrica, pode viabilizar-se
através da elaboração de uma regulação específica para cada segmento, (na qual
seriam analisados contratos, custos e tarifas) e não uma regulação normativa.
23
Ultimamente, tem sido propostas taxas sobre as emissões de CO2, SO2, NOx e CO,
provenientes das indústrias, que não se ajustam ao regulamento existente.
Figura 04: Uso do Gás Natural no Mundo nos Diversos Segmentos
Fonte: CEDIGAZ, 2004.
Como conseqüência da preocupação ambiental, o consumo de gás natural deverá
aumentar, porque é cada vez maior a aplicação de uma rigorosa fiscalização
ambiental por foros científicos e políticos, seja no nível governamental ou por
entidades não governamentais.
A inserção do gás natural no mercado deverá ter, como tudo indica, no segmento da
geração de energia elétrica a grande propulsora do aumento de seu consumo. Este
segmento do mercado, até pouco tempo atrás, era visto como esbanjador de um
energético considerado nobre. Países europeus chegaram a proibir a produção de
eletricidade através da queima de gás natural, reservando-o integralmente para fins
comerciais e residenciais. Porém, comprovadas as abundantes reservas, e suas
peculiaridades vantajosas, verifica-se um incremento constante do uso do gás
natural no contexto global das fontes energéticas.
24
2.3
EVOLUÇÃO DO GÁS NATURAL COMO ENERGÉTICO NO MUNDO
A indústria não utilizava inicialmente o gás natural, mas sim o gás manufaturado a
partir da queima do carvão. Este combustível foi introduzido nas grandes cidades a
partir de 1812, na Inglaterra. Em 1916, os Estados Unidos começaram a utilizar o
gás pela primeira vez numa cidade. Cinco anos mais tarde, o primeiro uso do gás
natural era registrado em Fredonia, New York (EUA), possibilitando toda uma nova
distribuição na indústria. O primeiro gasoduto de longa distância (14 ou 16
polegadas e 600 km) foi colocado em operação entre Louisiana e Texas, em 1925,
fato que pode ser considerado como o início da moderna indústria de gás natural.
A abundante disponibilidade de gás natural na América do Norte e a crescente
demanda
energética
do
setor
industrial
e
residencial
determinaram
o
desenvolvimento de tecnologias adequadas para o aproveitamento do gás natural
em cada segmento. Em 1950, estabeleceram-se as primeiras redes de transporte de
gás natural para estados carentes deste recurso e com forte demanda de energia,
como é o caso da Califórnia. A construção de uma rede extensa e internacional
entre os EUA e o Canadá, em décadas posteriores, resultou na constituição do
primeiro e maior mercado gasífero mundial, cuja estruturação sui generis tem sido
motivo de constantes regulações no transporte e na comercialização do lado norteamericano.
Como conseqüência do aumento do consumo de gás natural em todo o mundo seja por razões ambientais, econômicas ou estritamente estratégicas - novos
mercados vêm surgindo, somando-se aos mercados já consolidados, o norteamericano e o europeu. Entre eles, destacam-se o mercado da Ásia-Pacífico e o
embrionário mercado do Cone Sul, na América Latina. Os mais promissores
mercados regionais em expansão e em formação situam-se entre os últimos e são,
respectivamente, Japão e Brasil.
No final da década de 60, foram descobertas grandes reservas de gás natural no
Mar do Norte. A sua descoberta foi conseqüência da busca de petróleo (embora este
tenha sido achado mais tarde) e, posteriormente foi tomando características
estratégicas para os países donos dos campos gasíferos, uma vez que lhes conferia
alto grau de independência energética e permitia alterar a matriz constituída
predominantemente à base de carvão.
25
A bem sucedida penetração do gás natural no mercado energético nas quatro
últimas décadas tem sido possível graças aos avanços tecnológicos ocorridos, tanto
a jusante quanto a montante da cadeia gasífera. A montante, tecnologias na área de
exploração, em complementação com estudos e levantamentos geológicos via
satélite, estão viabilizando a descoberta de novos recursos gasíferos, tanto no offshore quanto no on-shore, resultando no aumento das reservas de gás natural em
todos os continentes. No transporte, a economia de escala no escoamento de
grandes volumes (transporte e distribuição) do gás natural e, a jusante, o
melhoramento de tecnologias desenvolvidas dos equipamentos de gás natural tem
contribuído para permitir-lhe substituir eficientemente a própria energia elétrica e
alguns derivados de petróleo.
A participação do gás natural na matriz energética primária mundial (em termos de
consumo em TEP) foi incrementada de 16,8% para 23,8% nos últimos quarenta e
três anos (1967 – 2009). Nesse mesmo período, o petróleo declinou de 42,7% para
34,8% e o carvão caiu de 34,8% para 29,4%. Os 12,0% restantes correspondem a
uma fatia de diversos energéticos.
26
Figura 05 – Consumo Mundial de Gás Natural por País e região (2000-2010)
Fonte : BP Statistical Review of World Energy , 2011
2.4 HISTÓRICO DO GÁS NATURAL NO BRASIL
A história do gás no Brasil começou em 1854, com a instalação das primeiras
lâmpadas a gás no Rio de Janeiro. Pouco depois, em 1873, o mesmo sistema de
iluminação pública 90começou a ser instalado em São Paulo. O gás era produzido a
partir de carvão mineral. Ao longo do século XX, as distribuidoras de gás canalizado
27
também usaram materiais como hulha e nafta para produzir o gás. O gás liquefeito
de petróleo (GLP), por sua vez, começou a ser usado para cocção a partir de 1936.
Já o gás natural começou a ser usado no Nordeste na década de 1950. A produção
teve início no estado da Bahia e era praticamente toda destinada às indústrias. Em
1959, verificou-se uma produção de 1 milhão de m3/dia e, já uma década após, esse
número saltou para 3,3 milhões de m3/dia.
Na região Sudeste, o combustível começou a ser produzido a partir dos anos 1980
na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. Outro fator fundamental para a
consolidação da atual situação de oferta de gás foi a construção do gasoduto Bolívia
- Brasil (Gasbol), com capacidade de transporte de até 30 milhões de m3 /dia. Nesse
momento, acreditava-se que a grande disponibilidade de gás natural ocasionada
pela conclusão do Gasbol seria suficiente para desenvolver o mercado interno de
gás natural. No entanto, na prática, não foi isso que ocorreu. A falta de um mercado
maduro, aliado à necessidade de recuperação do capital investido, levou o país a
adotar medidas emergenciais e, de certa forma, precipitadas para utilização do gás
natural. Essas medidas emergenciais foram necessárias devido ao modelo de
contrato adotado com a Bolívia, que é conhecido como take or pay, onde o
comprador é obrigado a pagar um percentual sobre o gás contratado, caso não
consuma o valor estipulado em contrato.
Diante desse impasse comercial, o Programa Prioritário de Termoeletricidade – PPT
foi criado e previa a construção imediata de termoelétricas a GN em todo território
nacional. Esse programa possuía um grande risco financeiro envolvido devido a dois
fatores: deficiências regulatórias e alto custo de produção frente à hidroeletricidade.
Apesar de alguns projetos, que posteriormente se mostraram deficitários, terem sido
conduzidos pela Petrobrás, a potência instalada não foi suficiente para evitar a crise
elétrica de 2001, conhecida popularmente como “apagão”.
Na
última
década,
as
reservas
brasileiras
de
gás
natural
aumentaram
consideravelmente, principalmente após as descobertas de petróleo e gás associado
nas camadas do pré-sal ao longo da costa brasileira. Em 2000, as reservas
provadas do país eram de 220.000 milhões de m3, enquanto em 2008 subiram para
364.236 milhões de m3, segundo dados do Balanço Energético Nacional 2009,
publicado pela Empresa de Pesquisa em Energia (EPE) do Ministério de Minas e
Energia (MME).
28
2.5
RESERVAS DE GÁS NATURAL
2.5.1 RESERVAS PROVADAS DE GÁS NATURAL
Reservas provadas são uma medida da capacidade de produção acumulada
passada, presente ou futura. As reservas são dinâmicas, uma vez que estão sujeitas
a condicionantes econômicos e tecnológicos, que determinam ao longo do tempo o
seu comportamento. As reservas provadas foram ou podem ser produzidas sob as
atuais condições econômicas e de operação, portanto, retratam exatamente a
quantidade a ser produzida no curto prazo.
Existe
também
um
índice
muito
utilizado
na
literatura
especializada,
reserva/produção (R/P), que deve ser relativizado quanto a sua aplicação e
importância. Ele não pode ser usado, por exemplo, para calcular quanto o
reservatório produzirá, assim como não é um índice do tempo de vida do depósito.
Simplesmente mede a taxa de declínio do reservatório no caso de estar ausente
qualquer investimento, inclusive tecnológico. Isto é, R/P depende basicamente da
relação entre preços e custos de produção atuais.
Para prever quais reservas prováveis seriam convertidas em reservas provadas é
preciso conhecer tanto o custo da operação como o custo de desenvolvimento dos
novos poços e novas jazidas a serem exploradas.
O Brasil, com sua imensa extensão territorial, é detentor de grandes reservas de
Gás Natural. As pesquisas atuais demonstram os seguintes dados de reservas já
descobertas: 187,1 trilhões de m³ de Gás Natural estão distribuídos pelo globo
terrestre, sendo as maiores reservas situadas na Europa países da Ex-URSS e no
Oriente Médio.
A América Latina possui 7,4 trilhões de m³ de Gás Natural. O Brasil registrou, em
2010, 423 bilhões de m3 em reservas provadas de Gás Natural, sendo 286 bilhões
de m3 de Gás associado e 136 bilhões de m3 de Gás não associado.
Na última coluna do quadro apresentado na figura 06, vemos a relação R/P de cada
país e região. A Bahia possui 33,5 bilhões de m³, correspondendo a 8 % das
reservas provadas do Brasil.
A participação do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira de Gás Natural é de
11,4%.
29
Figura 06: Reservas Provadas Mundiais de Gás Natural
Fonte : BP Statistical Review of World Energy, 2011
30
Figura 07 : Reservas Nacionais de Gás Natural (2000-2010)
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
2.6
REGULAMENTAÇÃO DO GÁS NATURAL
Ao contrário do que ocorre com a maioria dos combustíveis fósseis, facilmente
armazenáveis, a decisão de investimento em gás natural depende da negociação
prévia de contratos de fornecimento de longo prazo, do produtor ao consumidor.
Essas características técnico-econômicas configuram num modo de organização no
qual o suprimento do serviço depende, previamente, da implantação de redes de
transporte e de distribuição, bem como na implantação de um sistema de
coordenação dos fluxos, visando o ajuste da oferta e da demanda, sem colocar em
risco a confiabilidade do sistema.
Devido às fortes barreiras à entrada de novos concorrentes, o modelo tradicional
que predominou do pós-guerra até o início dos anos 1980, mesmo com variantes de
um país a outro em função de contextos jurídicos e institucionais, é estruturado por
31
três atributos principais: integração vertical, monopólios públicos de fornecimento e
forma de comercialização baseada em contratos bilaterais de longo prazo. Para a
indústria de gás natural, esse modelo permitiu, na Europa e nos Estados Unidos,
uma forte expansão da produção e de gás e o incremento significativo da
participação do gás no balanço energético destes países.
No Brasil, até 1997, predominou o modelo de monopólio estatal da Petrobrás na
produção e no transporte de gás natural, ficando as distribuidoras estaduais a cargo
da distribuição e venda de gás aos consumidores residenciais e industriais. Também
existiam casos em que a Petrobrás fornecia gás diretamente a alguns grandes
consumidores.
Após 1997, com a nova Lei do Petróleo, a Petrobrás perdeu o monopólio sobre o
setor. Para se adequar à "lei do livre acesso", a Petrobrás se viu obrigada a criar
uma empresa para operar seus gasodutos - a Transpetro. Até 3 de março de 2009,
o setor carecia de uma legislação específica.
Com a publicação da Lei n. 11.909, de 4 de março de 2009, foram criadas normas
para "exploração das atividades econômicas de transporte de gás natural por meio
de condutos e da importação e exportação de gás natural" (art. 1º).
2.6.1 ATORES DA CADEIA DO GÁS NATURAL
Produtor: Pessoa Jurídica que possui a concessão do Estado para explorar
e produzir gás natural em determinados blocos.
Carregador: Pessoa jurídica que detém o controle do gás natural, contrata o
transportador para o serviço de transporte e negocia a venda deste junto às
companhias distribuidoras.
Transportador: Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações
de transporte.
Processador: Pessoa jurídica autorizada pela ANP a processar o gás
natural.
Distribuidor:
Pessoa jurídica que tem a concessão do estado para
comercializar o gás natural junto aos consumidores finais (no Brasil, a distribuição é
monopólio dos governos estaduais).
32
Regulador:
Figura do Estado representada pela Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e pelas Agências Reguladoras
Estaduais (no caso do Estado da Bahia, a AGERBA - Agência Estadual de
Regulação de Serviços Públicos de Energia, Transportes e Comunicação da Bahia).
2.6.2 DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL
A distribuição de gás natural ocorre desde qualquer ponto do gasoduto, ao contrário
do que ocorre com todos os demais energéticos, através de ramificações. No
entanto, deve-se proceder a uma adaptação especial e a uma medição nesse local
para contabilizar o fluxo de gás natural. A distribuição na prática começa na estação
receptora dos grandes dutos, chamada de city gate, até os consumidores finais. A
tecnologia envolvida na distribuição de gás natural é conhecida há quase um século,
não sofrendo modificações de concepção básica até hoje.
Em função da presença de impurezas sólidas ou líquidas nas canalizações, o
transporte apresenta riscos de desgaste ou de entupimento dos equipamentos, caso
não seja prevista sistematicamente uma proteção para obtenção de um fluido livre
dessas impurezas na saída dos gasodutos.
A rede de distribuição é conseqüência direta do mercado consumidor. O sistema de
distribuição é operado de forma a apresentar pressões em cascata. O gás natural
recebido em alta pressão flui através do tronco, a pressão nestas linhas oscila,
garantindo uma armazenagem reserva para as variações diárias. A rede de
distribuição tem origem no gasoduto de transporte, através de uma linha principal
que se desdobra em seguida em vários ramais secundários. Esses, por sua vez, se
subdividem em ramificações menores de modo a atender os bairros ou distritos.
As estações de redução de pressão asseguram o abastecimento de redes industriais
a pressões controladas (4,0 kgf/cm2) e de redes domiciliares e comerciais (1,0
kgf/cm2). Os consumidores são abastecidos por ramais que saem da rede e levam o
gás natural aos conjuntos de medição, regulagem e proteção, instalados nos dutos.
Nestes conjuntos, a pressão é novamente reduzida para a pressão de distribuição
interna, correspondente a 120-240 mmca nas residências e comércio e a 0,3 -1
kgf/cm2 nas indústrias e grandes consumidores.
33
Existem três grandes receptores na distribuição de gás natural: os consumidores
finais de grande porte, as centrais termelétricas (em vários países, ambos grupos
podem comprar diretamente dos produtores) e as companhias distribuidoras que
revendem aos consumidores finais de porte médio e pequeno.
O início da estruturação do setor de gás canalizado na Bahia se deu com a
autorização da criação da Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás) pela Lei Estadual
n° 5.555/99. O Decreto Estadual n° 4.401/91 e o Con trato de Concessão,
posteriormente firmados, concederam à empresa o direito de exploração dos
serviços de distribuição de gás canalizado a todo consumidor, seja do segmento
industrial, comercial ou residencial, para toda e qualquer utilização ou finalidade, por
um prazo de 50 anos, dentro de todo o território baiano.
A exploração, produção, comercialização e o transporte de gás natural são
atividades reguladas pela ANP, segundo determina a Constituição Federal de 1988
e a Lei 9478/97, que estabelecem as diretrizes da Política Energética Nacional. Já a
regulação dos serviços de distribuição de gás natural é de competência do Estado,
através da sua agência, a AGERBA.
A Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Transportes e
Comunicação da Bahia - AGERBA, autarquia, em regime especial, vinculada à
Secretaria de Infra Estrutura do Estado da Bahia, foi criada em 19 de maio de 1998,
pela Lei n° 7.314, e regulamentada pelo Decreto n° 7.426, de 31 de agosto de 1998.
No quadro abaixo, temos os dados das vendas realizadas pelas distribuidoras
estaduais de gás natural no período compreendido entre janeiro de 2011 e julho de
2011, bem como a média dos anual de vendas de 2007 a 2010. A Companhia de
Gás da Bahia - Bahiagás, distribuidora com concessão para atuar em todo o Estado
da Bahia, ocupa hoje o terceiro lugar em vendas de gás natural no Brasil, conforme
pode ser verificado na figura abaixo:
34
Figura 08: Consumo de Gás Natural por Distribuidora estadual de gás natural
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
2.7
VANTAGENS ECONÔMICAS NA UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL
2.7.1 VANTAGENS DO GÁS NATURAL
As vantagens do uso do gás natural são muitas, tanto para o consumidor como para
a sociedade.
2.7.1.1
Vantagens para o Consumidor
Os benefícios do gás natural para os consumidores são vários. Na atividade
industrial e comercial destacam-se as seguintes:
É econômico, custo reduzido comparado a outros combustíveis;
Sua queima gera uma grande quantidade de energia;
Proporciona maior eficiência de queima;
Sua combustão é facilmente regulável;
35
Admite grande variação do fluxo;
Economiza vapor ou eletricidade para aquecimento - não é necessária a
atomização;
Requer fácil adaptação das instalações existentes;
Exige menor investimento em armazenamento/uso de espaço, pois não
necessita estocagem;
Fornecido continuamente 24h/dia - 365 dias/ano;
Simplifica os controles;
Proporciona menor custo de manutenção, manuseio do combustível e de
outros custos operacionais;
Prolonga a vida útil dos equipamentos;
Reduz a corrosão e não causa incrustações nos equipamentos;
Eleva o nível de segurança pessoal e patrimonial reduzindo inclusive custos
com seguros;
Proporciona ganhos econômicos e financeiros, pois não requer estoque e seu
pagamento ocorre após o consumo;
Reduz problemas de poluição e controle do meio ambiente evitando gastos
com sistemas antipoluentes e com tratamento de afluentes;
Melhora a produtividade e a qualidade em vários processos produtivos
aumentando a competitividade externa dos produtos;
Proporciona maior segurança. Sendo mais leve que o ar, em caso de
vazamento, o gás se dissipa rapidamente na atmosfera, diminuindo o risco de
explosões e incêndios. Além disso, para que o gás natural se inflame, é preciso que
seja submetido a uma temperatura entre 482 a 632 graus centígrados (por exemplo,
o álcool se inflama a 200ºC e a gasolina a 300ºC).
2.7.1.2
Vantagens no Comércio, Serviços e Gás Residencial.
Mais econômico;
Proporciona maior comodidade e conforto: substitui as garrafas e depósitos
de gás combustível;
Abastecimento contínuo, 24h/dia - 365 dias/ano;
36
Grande variedade de aplicações. Além do uso como combustível, pode
também ser usado na refrigeração de ambientes, aparelhos de ar condicionado e
refrigeradores a gás, oxi-corte e motores;
Proporciona maior segurança: não exige estocagem e em caso de um
eventual vazamento, sendo o gás natural é mais leve que o ar, dissipa-se mais
facilmente que o GLP;
Não é tóxico;
Aumenta a qualidade de vida.
2.7.1.3
Vantagens na Geração de Energia Elétrica
Maior flexibilidade;
Geração de energia elétrica junto aos centros de consumo;
Disponibilidade ampla;
Custo bastante competitivo com outras alternativas de combustível;
Permite o surgimento de mercado de gás interruptível.
2.7.1.4
Vantagens para a População e a Sociedade
Geração de energia através de uma forma de energia mais econômica e
limpa em relação a outros combustíveis;
Desenvolvimento regional;
Maior proteção do ambiente: o Gás Natural é o combustível fóssil mais limpo;
Reduz sensivelmente a emissão de poluentes;
Contribui para a preservação da natureza e do meio ambiente;
Substitui a lenha reduzindo o desmatamento e a desertificação;
Melhoria do rendimento energético;
Diversificação da matriz energética;
Redução da dependência do petróleo pelo uso de fontes de energia regional;
Aumento da competitividade das empresas;
Atração de investimentos externos;
Redução do uso do transporte rodo-ferro-hidroviário;
Permite obter as vantagens oferecidas pelo Protocolo de Kyoto.
37
2.7.1.5
Vantagens como Combustível Veicular (GNV)
É mais barato que os outros combustíveis e com um metro cúbico de gás
natural é possível rodar mais quilômetros do que com um litro de gasolina ou álcool;
Economia nos gastos com o veículo;
Sendo seco não dilui o óleo lubrificante no motor;
A queima do gás natural não provoca depósitos de carbono nas partes
internas do motor, aumentando sua vida útil do motor e o intervalo de troca de óleo;
Menor freqüência na troca de escapamento dos veículos, pois a queima do
gás natural não provoca formação de compostos de enxofre;
Maior segurança. O abastecimento do veículo é feito sem que o produto entre
em contato com o ar, evitando-se assim qualquer possibilidade de combustão;
Maior versatilidade: o kit de conversão torna os veículos bi-combustível;
Número crescente de postos de GNV.
Nas figuras a seguir, apresentamos evidências da competitividade do gás natural no
Estado da Bahia em relação aos outros combustíveis nos segmentos industrial,
comercial e residencial:
Figura 09: Comparativo de Preços entre Gás Natural e Óleo Combustível no Estado da
Bahia – junho de 2011
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
38
Figura 10: Comparativo de Preços entre Gás Natural e Gasolina no Estado da Bahia – junho
de 2011
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
Figura 11: Comparativo de Preços entre Gás Natural e GLP no segmento residencial no
Estado da Bahia – junho de 2011
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
39
O segmento industrial é o maior consumidor de gás natural do Brasil, com 66,3% de
participação (média 2011). A geração de energia elétrica vem em segundo lugar,
com 15,6% (média 2011). O segmento automotivo vem logo em seguida, com 8,9%
(média 2011).
Figura 12: Consumo de Gás Natural por Setor
Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural, 2011.
Segue, na tabela abaixo, os principais componentes da matriz energética brasileira.
Observamos que o gás natural representa um importante papel, ficando atrás
apenas da fonte hidrelétrica, muito beneficiada pelas condições naturais do Brasil.
Tabela 03 - Principais componentes da matriz energética brasileira.
Fonte: Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro, 2011.
40
Segue, abaixo, a representação gráfica dos dados expostos na tabela acima:
Figura 13: Principais componentes da matriz energética brasileira
Fonte: Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro, 2011.
41
3
ASPECTOS AMBIENTAIS DO GÁS NATURAL
3.1 REAÇÃO DE COMBUSTÃO DO GÁS NATURAL
A essência das emissões está no próprio entendimento do processo de combustão.
Por isso considera-se, neste item, uma conceituação resumida do seu significado. A
combustão consiste em uma reação química entre o combustível e o oxigênio
(geralmente proveniente do ar atmosférico), que resulta em gases de exaustão e
liberação de grande quantidade de calor, o que caracteriza uma reação exotérmica.
Para ocorrer uma reação de combustão, além do combustível e do oxigênio, é
necessária uma quantidade inicial de energia, que chamamos de energia de
ativação.
A quantidade de calor é a energia que se quer aproveitar dos combustíveis fósseis
para ser usada pelo homem nas suas necessidades básicas e no seu
desenvolvimento.
A reação de combustão de um combustível fóssil (óleo combustível, diesel, gás
natural etc.) visa à geração de energia térmica e gera subprodutos, como dióxido de
carbono, água, nitrogênio e luz. Numa demonstração básica do processo de
combustão, apresenta-se abaixo a queima do gás metano (CH4), que constitui
aproximadamente 89% do gás natural, em média.
(1)
Deve-se ressaltar que a equação acima é uma representação simplificada, já que
durante o processo de combustão outros gases podem ser formados.
A qualidade dos gases de exaustão depende fundamentalmente do tipo de
combustível fóssil que está sendo usado e também da tecnologia empregada nos
processos de combustão. Os combustíveis fósseis contêm alguns contaminantes,
como metais, nitrogênio, oxigênio e enxofre; este último, embora libere calor na
reação de combustão, é considerado indesejável, devido à formação de óxido de
enxofre, ácido sulfuroso e sulfúrico.
42
O nitrogênio participa da reação de combustão em duas formas: presente no ar, que
supre as necessidades de oxigênio do processo de combustão e em alguns
combustíveis que possuem nitrogênio na sua estrutura. O nitrogênio na forma
molecular é um produto inerte quimicamente. No entanto, na forma atômica, ele é
reativo e pode dar origem aos óxidos de nitrogênio. Por mais paradoxal que seja,
quanto maior a eficiência de combustão, mais facilmente ocorre a formação dos
óxidos de nitrogênio. A razão é que, quando isso acontece, a temperatura de
combustão é mais elevada e facilita a transformação do nitrogênio da forma
molecular para atômica.
Um ponto importante relacionado com o processo de combustão é o porquê do gás
natural ser “mais limpo” que os outros combustíveis fósseis. A queima do gás natural
gera menos emissões, principalmente de dióxido de carbono (CO2), principal gás de
efeito estufa. Esse fato decorre da estrutura química do metano apresentar
determinadas características em relação a outros hidrocarbonetos (o metano
participa com 89% da composição do gás natural do Recôncavo do Estado da
Bahia, por exemplo).
A molécula de metano gera menor emissão de carbono (sob a forma de CO2) por
unidade de energia, quando oxidada, devido ao fato do metano apresentar a maior
relação de hidrogênio/carbono dentre todos os hidrocarbonetos. A oxidação ocorre
entre os átomos de carbono e hidrogênio durante o processo de combustão.
O maior poder calorífico do hidrogênio em massa (cerca de três vezes maior do que
a maioria dos hidrocarbonetos) e a energia das ligações carbono-hidrogênio, são
responsáveis para que a reação de combustão do metano se processe com a menor
liberação de emissão de carbono por unidade de energia. Um outro aspecto
relevante é que o gás natural é praticamente isento de enxofre, o que não ocorre
com os outros hidrocarbonetos oriundos do refino do petróleo.
É importante reafirmar que as emissões de SO2, NOX, CO2 e particulados estão
fundamentalmente atreladas à qualidade dos gases exaustos no processo de
combustão, que, por sua vez, depende da qualidade dos combustíveis que forem
utilizados e da tecnologia usada no processo de combustão.
43
3.2 EMISSÕES DE DIÓXIDO DE ENXOFRE PELO GÁS NATURAL
O dióxido de enxofre (SO2) é um gás formado na atmosfera devido a atividades
naturais e antrópicas. Esse gás, formado a partir de fontes naturais, é proveniente
de erupções vulcânicas, queimadas de florestas, processos de bio-digestão de
resíduos orgânicos, dentre outros. Segundo O’Neill (1995), foram emitidas, em 1990,
156 milhões de toneladas desse composto no planeta. De acordo com a mesma
fonte, foram emitidas 52 milhões de toneladas provenientes de ações do homem.
Dessa parcela, a maior contribuição é proveniente da queima de combustíveis
fósseis em processos industriais.
O dióxido de enxofre é formado quando combustíveis que contêm enxofre são
queimados. Na reação de combustão de um combustível fóssil que contenha
enxofre na sua composição, a exemplo do óleo combustível, diesel, gasolina, carvão
mineral etc., teremos como produtos a geração de energia térmica e, como
subprodutos, o dióxido de enxofre e nitrogênio.
(2)
O SO2 formado na reação de combustão da equação acima combina-se com a água
existente nos gases de exaustão, formando ácido sulfuroso (H2SO3). Este ácido
reage com o oxigênio, presente no ar atmosférico, formando o ácido sulfúrico (H2
SO4). O SO2 e derivados são os principais responsáveis por um grave problema
ambiental: a chuva ácida, que é denominada no meio científico de duas formas:
deposição ácida úmida e deposição ácida seca.
Denomina-se deposição ácida úmida a chuva, névoa ou neve ácida que se deposita
sobre a superfície terrestre. O impacto dos efeitos varia de acordo com a acidez da
deposição, da capacidade do solo, tipos vegetais e animais. A deposição seca, por
sua vez, refere-se a gases e partículas ácidas que são depositados na superfície a
partir da força do vento. Ao ser levada pela chuva, que já é ácida, a deposição seca
contribui para o aumento da acidez e, portanto, agrava os problemas causados pelo
excesso de emissões de SO2 (EPA, 2004).
44
A concentração de SO2 no gás resultante da combustão é função tanto do teor de
enxofre no combustível, como também da relação ar/combustível, e, para uma
mesma razão ar/combustível, o gás natural é o combustível fóssil que menos
contribui para a emissão de SO2.
Na composição do gás natural comercializado pela Bahiagás, o teor médio de
enxofre no corrente de gás natural é de 10 mg/m3, obedecendo ao limite de 70mg/m3
estabelecido pela ANP, através da resolução n0 16/2008.
Sendo assim, a contribuição do gás natural para a formação de SO2 é mínima.
A chuva ácida é apenas um dos problemas associados à emissão de óxidos de
enxofre para a atmosfera. Altos níveis de SO2 causam dificuldades respiratórias em
pessoas com asma e podem piorar o funcionamento cardíaco de pessoas com
problemas no coração. Certos particulados sulfatados, formados a partir da reação
do dióxido de enxofre com outras substâncias na atmosfera, podem aglutinar-se nos
pulmões, quando respirados, causando também doenças respiratórias e morte
prematura.
A acidificação de lagos, rios e solos contribui para a modificação de ecossistemas,
com a eliminação de espécies não-suscetíveis aos altos níveis de acidez, sendo que
precipitações ácidas contribuem também para a aceleração da deterioração de
materiais de construção, causando alterações estéticas em fachadas, edifícios e
monumentos (EPA, 2003).
Dessa forma, é importante que o uso de combustíveis fósseis leve em consideração
a quantidade de enxofre presente no combustível, como forma de tentar minimizar a
emissão do dióxido de enxofre reduzindo, assim, os efeitos nocivos associados à
alta concentração deste gás na atmosfera.
3.3 EMISSÕES DE ÓXIDOS DE NITROGÊNIO PELO GÁS NATURAL
O termo NOX designa, de maneira genérica, o dióxido de nitrogênio (NO2) e o
monóxido de nitrogênio (NO). Na maioria das vezes, durante a combustão, a
formação do NO ocorre de forma majoritária em detrimento do NO2. No entanto, ao
entrar em contato com o oxigênio do ar, o monóxido de nitrogênio passa
rapidamente a NO2, de forma que, em geral, as considerações sobre emissões são
feitas com base nas propriedades do dióxido de nitrogênio.
45
Além do NOX, outro subproduto nitrogenado formado a partir da combustão é o
óxido nitroso (N2O), um gás de efeito estufa. De acordo com IPCC (1996), porém, as
emissões são mínimas e sua estimativa altamente incerta, de modo que não serão
tratadas neste trabalho.
A maioria das emissões de NOx (66%) é proveniente de ações antrópicas, sendo
que a queima de combustíveis fósseis é a maior fonte de emissões globais de NOx,
responsável por 42% do total de emissões.
Atividades microbianas no solo são também responsáveis por uma parte das
emissões de NOx (16%) e até descargas elétricas na atmosfera são capazes de
promover a formação deste gás (Sloss et al., 1992).
Em processos de combustão, os óxidos de nitrogênio são formados como função de
duas fontes (Wood, 1994): a oxidação do nitrogênio presente no ar e a quebra das
ligações do nitrogênio presente na constituição do combustível. É importante
ressaltar que, segundo Carvalho & Lacava (2003), as emissões de NOx durante a
combustão dependem da composição do combustível, do projeto dos queimadores e
seus respectivos modos de operação, além de depender, também, da câmara de
combustão. Assim, a queima de um mesmo combustível em dois equipamentos
semelhantes pode ainda gerar um nível de emissões do gás diferente em cada um
dos casos.
Dentre os principais efeitos do NOX pode-se citar (EPA4, 2004):
• Poluição Visual: o NOX é um dos responsáveis pela formação do smog
fotoquímico, uma névoa amarelada produzida pela ação da luz solar sobre certos
poluentes do ar. Tal névoa normalmente surge sobre grandes concentrações
urbanas, tendo como constituintes, além do NOX, o ozônio (O3), compostos
orgânicos voláteis, SO2, aerossóis e material particulado.
• Ozônio Superficial: o ozônio é um gás presente nas mais altas camadas da
atmosfera terrestre e funciona como filtro às radiações ultravioleta provenientes do
Sol e como retentor do calor refletido pela Terra. Nas proximidades da superfície,
porém, sua presença pode causar uma série de problemas respiratórios,
principalmente em crianças, pessoas com problemas pulmonares e asma. O ozônio,
quando inspirado, assim como o NOx, causa disfunções no tecido alveolar, de que
se constitui o pulmão, resultando em dificuldades na respiração, podendo, inclusive,
levar à formação de edema. Estes podem levar à morte por asfixia.
46
Outros impactos associados ao ozônio superficial são os danos aos tecidos de
espécies vegetais e o comprometimento das safras. É importante ressaltar que o
metano e o etano (que constituem, aproximadamente, 98% do gás natural
comercializado pelas distribuidoras estaduais), contribuem menos na formação de
ozônio, devido a sua menor reatividade na atmosfera em relação aos outros
hidrocarbonetos.
• Chuva Ácida: assim como mencionado para o caso do dióxido de enxofre, o NOx é
também responsável pela ocorrência de chuva ácida, que traz malefícios em termos
de diminuição da biodiversidade em lagos e rios, deterioração acelerada de
materiais de construção, danificando monumentos.
• Partículas, Compostos Tóxicos e Poluição Visual: ao entrar em reação com
outras substâncias presentes na atmosfera terrestre, o NOx forma partículas ácidas,
que, ao serem respiradas, penetram nos pulmões e agravam problemas
respiratórios, como enfisema e bronquite, agravando também problemas cardíacos.
Tais partículas, bem como outras substâncias formadas durante as reações do NOx
na atmosfera, podem, inclusive, causar mutações genéticas. As reações geram
também nitratos (sais de nitrogênio), que, juntamente com o NOx, causam a
formação de névoas que dificultam o alcance da visão.
• Eutrofização: a eutrofização é um fenômeno associado à multiplicação de
vegetais aquáticos, devido à alta concentração de nutrientes em seu meio ambiente.
Um desses nutrientes é o nitrogênio, sendo que o NOx acelera a presença do
elemento em corpos aquáticos nas proximidades da atmosfera poluída. A
eutrofização é caracterizada por um decréscimo na concentração de oxigênio
disponível no meio ambiente, matando, assim, peixes e outros seres vivos.
• Aquecimento Global: conforme exposto anteriormente, um dos compostos
nitrogenados formados durante a combustão é o N2O, um gás potente de efeito
estufa.
3.4 EMISSÕES DE DIÓXIDO DE CARBONO PELO GÁS NATURAL
O dióxido de carbono (CO2) é um gás que ocorre naturalmente na atmosfera
terrestre, correspondendo a uma pequena fração do volume total de gases que
envolvem o planeta, cerca de 0,03% (IEA, 2004).
47
A existência do dióxido de carbono na atmosfera contribui para manter o clima do
planeta
em
equilíbrio,
criando
condições
para
manter
a vida
na
terra.
O aumento do dióxido de carbono na atmosfera, provocado pela ação do homem
(industrialização, uso veicular, queimadas etc.), provoca aumento da temperatura
global, acarretando desequilíbrio ao meio ambiente.
A concentração do dióxido de carbono na atmosfera aumentou cerca de 25% desde
o início da Era Industrial e sua produção está majoritariamente associada a dois
fatores: à queima de combustível fóssil e ao desmatamento das florestas nativas do
globo, já ocorrido nos países desenvolvidos e que agora aparece nos países em
desenvolvimento.
As emissões antropogênicas de dióxido de carbono são as principais responsáveis
pela mudança global do clima, também chamada de aquecimento global do clima,
que resulta numa alteração do efeito estufa. Um fenômeno que, na realidade, ocorre
naturalmente no planeta e é responsável pela retenção na atmosfera de parte do
calor irradiado pelo sol e refletido pela superfície terrestre. O aquecimento tem se
intensificado desde a Revolução Industrial, como conseqüência do aumento dos
gases de efeito estufa (GEE) na atmosfera, o que tem causado desequilíbrios
climáticos e contribuído para agravar tragédias, como inundações, estiagens
prolongadas dentre outras conseqüências.
Na vida moderna, o CO2 tem diversas aplicações, tais como carbonatação de
bebidas (água, refrigerantes), insumo na indústria química, fabricação de fertilizantes
(uréia) e insumo para extintores de incêndio. A maioria do CO2 utilizado atualmente
é gerada como subproduto de outros processos, como fermentação do etanol e
fabricação de amônia.
O dióxido de carbono não é um gás tóxico na concentração encontrada na
atmosfera. Porém, uma exposição prolongada a concentrações maiores do gás pode
ser nociva e causar males à saúde humana, tais como: sensação de dispnéia
(impossibilidade de respirar), dor de cabeça, distorção visual, danos à retina,
decrescimento da sensibilidade visual, vômitos, perda da consciência e até a morte.
Todos esses sintomas dependem da concentração do gás carbônico (CO2) no gás
inalado e do tempo de exposição a tal concentração.
E ainda, apesar de não ser classificado como poluente, o CO2 é o principal gás
associado ao efeito do aquecimento global. De modo a fomentar iniciativas que
visem à redução de emissão de CO2 e outros GEE, a Convenção-Quadro das
48
Nações Unidas sobre Mudança do Clima – CQNUMC reúne-se anualmente. O uso
de combustíveis mais limpos, como o gás natural, é ação necessária para combater
a mudança climática.
3.5 RISCOS ASSOCIADOS AO GÁS NATURAL
3.5.1 ACIDENTES COM GÁS NATURAL
No início do ano de 1937, uma escola em New London, Texas, para economizar,
cancelou seu contrato de gás natural. Entretanto, encanadores instalaram uma
válvula numa linha de gás residual associada à produção de óleo. Esta prática,
embora não explicitamente autorizada pela companhia local de óleo, era
generalizada na área. O gás natural extraído com o óleo era visto como produto
residual e, assim, era queimado. O gás natural, que é naturalmente inodoro e,
portanto, indetectável pelo nariz humano, vazou pela conexão da linha residual. Este
vazamento gradualmente tomou o espaço do prédio da escola. Estudantes
reclamaram de dor de cabeça por algumas vezes, mas pouca atenção foi
dispensada.
Em 18 de março de 1937, pela madrugada, uma faísca, que acreditou-se ter sido
causada por uma peça de um equipamento, inflamou a mistura gás – ar acumulada
no prédio da escola. Este evento mudou a indústria do gás natural para sempre.
Testemunhas declararam que as paredes da escola abaularam e que o telhado foi
levantado para fora do prédio. Um bloco de concreto de 2 ton foi arremessado contra
um Chevrolet 1936 estacionado próximo à escola.
As estimativas do número de mortos variaram entre 296 e 319, mas pode ter sido
muito maior. Aproximadamente 600 estudantes e 40 professores estavam no prédio
no momento do acidente. Apenas aproximadamente 130 escaparam sem ferimentos
sérios. A maioria dos corpos estava parcialmente ou completamente desintegrado
ou queimado, sem possibilidade de reconhecimento. A explosão da New London
School é o terceiro maior desastre em número de mortos na história do Texas.
Especialistas da Secretaria de Minas dos Estados Unidos determinaram que a
conexão à linha de gás apresentou defeito. Isto permitiu o vazamento de gás,
naturalmente inodoro, dentro da escola.
49
Para prevenir que novas tragédias acontecessem novamente, o Estado do Texas
determinou que mercaptanas fossem adicionadas ao gás natural para advertir
indivíduos sobre vazamentos com o produto. O forte odor das mercaptanas faz com
que qualquer vazamento seja prontamente detectável. A prática de adicionar um
agente de aviso a gases combustíveis não odorados, como o gás natural,
rapidamente se propagou para o resto do mundo.
No dia 17 de dezembro de 2004, ocorreu um acidente na área residencial da cidade
de Mulhose, da Alsácia (França). Nos últimos 15 anos, este foi o maior acidente
diretamente ligado a vazamentos com gás natural. A França tem uma rede de
distribuição de gás natural bastante extensa, e um dos seus principais usos é para
consumo nos sistemas de calefação de residências, devido ao frio intenso que é
típico da Europa.
De acordo com informações colhidas no jornal francês, Libértion. Fr, versão on-line,
o acidente vitimou fatalmente 17 pessoas e 15 pessoas ficaram feridas. As causas
do acidente, de acordo com as investigações preliminares, dão conta de um
vazamento de gás proveniente de um furo na tubulação de distribuição para um
prédio de quatro andares, o qual sofreu a tragédia. As investigações para apurar
todas as causas do acidente continuam, mas os indícios são fortes de que houve
acúmulo de gás e, por isso, ocorreu a explosão.
50
4. ODORAÇÃO DO GÁS NATURAL
Com o avanço tecnológico e as crescentes exigências legais e mercadológicas, o
Gás Natural passou a ser processado e dessulfurizado para retirada das impurezas,
para atingir as especificações desejadas pelos consumidores e monitoradas pelos
órgãos reguladores. Com isso, o gás tornou-se cada vez mais praticamente inodoro.
A odoração consiste na adição de substâncias (denominadas de odorantes) que
proporcionam ao gás um odor característico, o “cheiro de gás”.
A odoração tem por objetivo aumentar os requisitos de segurança física e ambiental,
possibilitando a fácil identificação de vazamentos. Além disso, visa cumprir a
legislação, a qual tem os mesmos objetivos acima citados.
4.1 HISTÓRICO DOS ODORANTES (1880-1970)
•
1880 - Primeiro uso documentado de um odorante (etil mercaptana), na
Alemanha. Odorantes foram originalmente idealizados como uma forma de reduzir
fatalidades com monóxido de carbono provenientes de mau uso de gases
combustíveis manufaturados.
•
1898 (Áustria) – Tschany, um engenheiro de gás austríaco propôs o uso de
produtos químicos baseados em petróleo para odorar o “water gas”. Nos anos
seguintes, vários odorantes foram desenvolvidos em suas idéias.
•
1911 (Alemanha) – O Acetileno foi usado como odorante para gás utilizado
em caldeiras como combustível.
•
1918 (Alemanha) – Primeiras leis foram aprovadas requerendo odoração de
gases processados sem odor. O principal obstáculo tecnológico é a falta de um
odorante adequado.
51
•
1917-1920 (Estados Unidos) – Estudos relativos à odoração começaram no
centro de pesquisa Edgewood Arsenal. Odorantes foram investigados em sua
utilidade para atuar como agente de segurança em minas e para detecção de
vazamentos de gás. Os resultados foram publicados no Bureau de Minas entre
1919-1920.
•
1920 – Início de odoração em pequena escala nos Estados Unidos, embora,
como na Alemanha, a falta de um odorante efetivo limite o uso. A maioria das
companhias que utilizam gás processado confiam no odor naturalmente forte do
produto.
•
Década de 1920 – o aumento da indústria automobilística americana
conduziu a necessidade de novas fontes de petróleo. Grandes quantidades de Gás
Natural são também encontradas e transportadas via gasodutos para cidades e cada
vez mais distantes. Usuários estão preocupados com a falta de odor dos
combustíveis e muitas companhias distribuidoras começam a adicionar odorante.
•
1926-1931 (Estados Unidos) - O Bureau de Minas conduz pesquisas em
odorantes para Gás Natural.
•
1930-1935
(Estados
Unidos)
–
Produzidos
os
primeiros
odorantes
comercialmente (Calodorant #3 por Oronite e Amil Mercaptana “Pentalarm 86” por
Sharples Chemical Company).
•
18 de março de 1937 – Aproximadamente 300 pessoas, a maioria crianças,
morreram em uma explosão numa escola em New London, Texas. A causa
detectada foi a de um vazamento de uma linha de gás não odorizado. O Estado do
Texas propôs e legislou a primeira lei estadual abrangente regulamentando a
odoração de Gás Natural. Outros estados seguem o fato e decretam suas próprias
leis.
52
•
1942 (Estados Unidos) – Surge no mercado a Captan, uma mistura de
isopropil, secundário propil e butil mercaptanas. Surgida no final da década de 40, a
Terciária Butil Mercaptana (um subproduto de um processo para recuperação de
pneu velho) torna-se o maior componente na maioria dos blends odorantes.
•
1951 (Estados Unidos) – A primeira referência a um padrão industrial para
odoração foi encontrado no parágrafo 861 do documento “Odoração” da ASME- ASA
B 31.8-1951 - Código para Transmissão e Distribuição de Gás em Tubulações ““.
•
1968 - 1970 (Estados Unidos) – Primeira norma federal para odorização,
baseada na ASME B 31.8, publicada como parte do Código Federal de Regulações ,
Título 48, Parte 192.
•
Década de 70 – Década de 90 – Pesquisa com odorantes continuam,
direcionadas a tópicos como adsorção e absorção de odorante na linha ,penetração
no solo, decaimento de odor, mascaramento e resposta humana olfatória aos
odorantes. Outro fator conduzindo estas pesquisas é a mudança na disponibilidade
dos componentes odorantes. A maioria dos centros de pesquisas em blends de
odorantes adiciona várias misturas de mercaptanas e sulfetos ao terc butil
mercaptana em busca do “odorante perfeito”. O produto “Calodorant #3” foi
descartado. Um produto, rico em Thiopheno, o “Calodorant C” é desenvolvido. A
grande maioria dos odorantes atuais são variações dos blends desenvolvidos nesta
época.
4.2 LIMITES DE INFLAMABILIDADE
Algumas substâncias gasosas possuem limites inferior e superior de inflamabilidade.
Os limites inferior e superior de inflamabilidade são, respectivamente, as
quantidades (geralmente em porcentagem) mínimas e máximas necessárias de gás
para pegar fogo, quando em contato com um comburente (normalmente o oxigênio)
e, associado a este, uma fonte de ignição.
53
No caso do gás natural, o limite inferior de inflamabilidade corresponde, em volume,
a uma concentração de 5% no ar, enquanto que o limite superior de inflamabilidade
corresponde, em volume, a uma concentração de 15% no ar.
Figura 14: Limites de Inflamabilidade do Gás Natural
Fonte: IBP – Curso Gás Natural, 2009
4.3 RINOLOGIA APLICADA AO GÁS NATURAL
A Rinologia aplicada ao gás natural é o estudo da concentração de odorante no gás
através da sensibilidade do sistema olfativo humano.
O objetivo da Rinologia é assegurar que as práticas de odoração sejam feitas
levando-se em conta os limites de percepção de odor do sistema olfativo humano.
Em redes de gás natural é importante a avaliação da concentração de odorante
através da percepção do sistema olfativo humano.
54
A norma ABNT NBR 15614 – RINOLOGIA – ANÁLISE OLFATIVA NO GÁS
NATURAL estabelece os requisitos necessários para identificação da intensidade
olfativa presente no gás canalizado.
4.4 ESCALA DE INTENSIDADE DE ODOR – ESCALA DE SALES
O processo rinológico de detecção de odor necessitava de uma padronização
mundial para as referências de intensidades de odor e os respectivos graus de
sensação, além de treinamento em um produto de referência, de modo que se
estabelecesse um vocabulário comum para se descrever estas sensações.
Com este objetivo, foi criada a escala de Sales, apresentada abaixo, com os graus
de intensidade de odor e as sensações associadas a estes:
Tabela 04: Intensidade de Odor e a sensação correspondente.
Intensidade de Odor (IO)
Sensação
0
sem odor
0,5
odor muito fraco (limite de detecção)
1
odor fraco
2
odor médio (nível de alerta)
3
odor forte
Fonte:
JÚNIOR,
2004.
4
odor muito forte
5
odor máximo (limite superior de detecção)
4.5 LIMITES UTILIZADOS EM ODORAÇÃO DE GÁS NATURAL
Limite de detecção – concentração de odorante na qual a presença do gás tem a
probabilidade de ser detectada por 50% da população.
Detectar um odor não implica necessariamente na identificação do odor.
Nível de alerta – concentração de odorante na qual 99% da população consegue
identificar a presença do gás.
A taxa de odoração ou concentração de odorante no gás (COG) reflete a proporção
de odorante existente na rede em relação ao volume de gás natural que flui nesta
rede. É expressa em mg/m3 (miligrama de odorante injetado/ metro cúbico de gás
natural).
55
4.6 LEGISLAÇÃO RELACIONADA À ODORAÇÃO
No Brasil
Segundo a resolução ANP n0 16 de 18 de junho de 2008, é mencionado o seguinte
relativamente à odoração do gás natural:
“Art. 11. O Gás Natural deverá ser odorado na distribuição atendendo às exigências
específicas de cada agência reguladora estadual.”
No Estado da Bahia, a distribuição de Gás Natural, feita pela Companhia de Gás da
Bahia (BAHIAGÁS), é regulada pela AGERBA (Agência Estadual de Serviços
Públicos de Energia, Transportes e Comunicações da Bahia). A BAHIAGÁS foi
criada em 1991 e entrou em operação em 1994. O prazo de concessão é de 50
anos, conforme Decreto 4.401/91.
“Parágrafo Único: A dispensa de odoração do Gás Natural em dutos de distribuição
cujo destino não recomende a utilização de odorante e passe somente por área não
urbanizada deve ser solicitada ao órgão estadual competente para sua análise e
autorização.”
O teor máximo de enxofre no gás natural, permitido pela resolução ANP n0 16 de 18
de junho de 2008, é de 70 mg/m3 .
A AGERBA não estabelece limites para a odoração do gás natural no Estado da
Bahia. Neste caso, prevalecem os limites estabelecidos pela ANP.
No Mundo
EUA e Canada: O Código Federal de Regulamentação dos EUA, no Capítulo I,
estabelece que a presença do gás natural deve ser detectada a uma concentração
de 1,26% no ar, por uma pessoa com o sentido olfativo normal.
Alemanha, França e Reino Unido: A Norma Diretiva alemã DVGW-G-280
recomenda : “A presença do gás natural na concentração de 1% no ar deve ser
detectada pelo cheiro”
56
Japão: Lei Geral de Segurança para o gás em alta pressão: “O Gás Natural
Comprimido (GNC) a ser fornecido deverá ser odorado de modo que ele seja
detectado pelo cheiro quando sua concentração em mistura com o ar seja de 1000
ppm em volume”.
4.7 PRINCIPAIS NORMAS RELACIONADAS À ODORAÇÃO DO GÁS NATURAL
ISO/TS 16922: 2002 – Natural Gas – Guidelines for Odorizing Gases
ISO 13734 – Recomendation for Natural Gas Odorants
ASTM D 6273-98 – American Society for Testing and Materials / Standard Test
Methods for Natural Gas Odour Intensity
ABNT NBR 15616:2008 – Odoração do Gás Natural
ABNT NBR 15614:2008 – Rinologia – Análise Olfativa do Gás Natural
4.8 PROPRIEDADES REQUERIDAS DOS ODORANTES
Forte odor a baixas concentrações, odor característico de gás natural, desagradável
e persistente, para que não seja confundido com outros odores que possam ser
associados a vazamento de Gás Natural.
4.8.1 PROPRIEDADES QUÍMICAS REQUERIDAS
Apresentar estabilidade química e térmica, não ser reativo em relação aos
componentes do gás, do ar e do solo.
Não deve apresentar resíduos na evaporação, nem gerar resíduos sólidos na
combustão.
Não deve ser corrosivo, seja no estado gasoso ou condensado.
Possuir boa penetrabilidade no solo, de modo que, em caso de vazamentos em
gasodutos enterrados, o odor seja perceptível na superfície que recobre a tubulação.
57
4.8.2 PROPRIEDADES FÍSICAS REQUERIDAS
Alta volatilidade nas condições de temperatura e pressão da tubulação de gás.
Baixo ponto de congelamento e baixa adsorção em materiais sólidos, considerando–
se os componentes da tubulação e do solo.
4.8.3 CARACTERÍSTICAS FISIOLÓGICAS REQUERIDAS
Não tóxico e não irritante.
Baixa adaptação ao organismo humano, para que o odor permaneça perceptível,
mesmo após exposição prolongada.
4.8.4 CARACTERÍSTICAS ECONÔMICAS REQUERIDAS
Deve ser de fácil suprimento e de custo reduzido.
4.8.5 REQUISITOS DE DESEMPENHO PARA UM BOM ODORANTE
•
Estabilidade em redes de distribuição
•
Odor de forte impacto
•
Ótima penetrabilidade no solo
4.9 FAMÍLIAS DE ODORANTES
4.9.1 MERCAPTANAS:
(CH3)3 C-SH
Fazem parte da família das mercaptanas:
TBM (Tertiary Butil Mercaptana)
IPM (Iso Propil Mercaptana)
NPM (Normal Propil Mercaptana)
58
Apresentaremos, agora, as principais características de cada componente da família
das mercaptanas:
TBM - (Tertiary Butil Mercaptana)
•
É a mais utilizada entre as mercaptanas
•
Alto poder odorante
•
Maior resistência à oxidação
•
Alto ponto de congelamento (1º C), devendo ser misturada com outros tipos
para prevenir congelamento
•
Seu odor pode ser facilmente inibido por substâncias mascarantes
•
Fácil adaptação olfativa ao organismo humano
•
Boa penetrabilidade no solo
IPM - Isopropil Mercaptana
•
Segunda mercaptana mais utilizada
•
Baixo ponto de congelamento (-130º C)
•
1,4 vezes menos resistente à oxidação que a TBM
•
Normalmente, a ela é adicionada a TBM por conta do ponto de congelamento
NPM - Normal Propil Mercaptana
•
Nunca é a componente majoritária quando misturada com outras
mercaptanas
•
É um subproduto do processo de obtenção da IPM
•
É 100 vezes menos resistente à oxidação que a TBM
Tabela 05: Características dos componentes da família mercaptanas
Mercaptana
Peso
Pressão
Temperatura
Temperatura
Molecular
de
de ebulição
de
(kg)
Vapor
Congelamento
0
60 F e 1
atm
C
0
C
Fórmula
Abreviação
59
Normal
Propil
76
5,1
68
N.A
76
8,8
51
N.A
90,2
5,9
63-65
N.A
C3 H5-SH
NPM
Mercaptana
Iso Propil
Mercaptana
Terc Butil
Mercaptana
(CH3)2
CH-SH
(CH3)3 C-SH
IPM
TBM
Fonte : ABNT NBR 15614 – Rinologia – Análise Olfativa do Gás Natural ,2008
4.9.2 SULFETOS ALQUILICOS:
CH3 –S- C2H5
Fazem parte da família dos sulfetos alquílicos:
DMS (Dimetil Sulfeto)
MES (Metil Etil Sulfeto)
Apresentaremos, agora, as principais características de cada componente da família
dos sulfetos alquílicos :
DMS - Dimetil Sulfeto
•
Utilizado em mistura com a TBM
•
Boa estabilidade em redes de distribuição de gás
•
Boa penetrabilidade no solo
•
Odor não característico. Em termos de oxidação, há problemas quando
combinado com a TBM. Dificuldades na detecção de vazamentos
•
Alta solubilidade em água, quando comparado com outros componentes
MES - Metil Etil Sulfeto
•
Largamente usado em misturas com TBM
•
Boa estabilidade em redes de distribuição de gás
•
Boa penetrabilidade no solo
•
Odor característico
60
•
Pressão de vaporização próxima à do TBM, o que faz a mistura MES/TBM ser
propícia ao uso em sistemas de odoração por injeção ou vaporização.
61
Tabela 06: características dos componentes da família sulfetos
Sulfetos
Peso
Pressão
Temperatura
Temperatura
Alquílicos
Molecular
de Vapor
de ebulição
de
(kg)
0
CH3 –S-
DMS
C
0
atm
62,1
0,2
37
C
-98
sulfeto
Metil etil
Abreviação
Congelamento
60 F e 1
Dimetil
Fórmula
CH3
76,2
0,084
67
- 104
sulfeto
CH3 –S-
MES
CH2-CH3
Fonte : ABNT NBR 15614 – Rinologia – Análise Olfativa do Gás Natural ,2008
4.9.3 SULFETOS CÍCLICOS
C4H8 S
Faz parte da família dos sulfetos cíclicos:
THT (Tetrahidrotiofeno)
Apresentaremos, agora, as principais características do componente da família dos
sulfetos cíclicos:
THT (Tetrahidrotiofeno)
•
É o mais resistente à oxidação
•
Odor característico
•
Usado na forma natural ou em composição com a TBM
•
O THT é o mais estável dos gases odorantes, como resultado de uma
estrutura química heterocíclica, que não é usual para a maioria dos odorantes
comuns. O tetrahidrotiofeno não reage com óxidos de ferro e bases e é
imperceptível para a maioria das causas do decaimento de odor. A adsorção do
tetrahidrotiofeno nas paredes da tubulação é quase completamente reversível de
modo que a quantidade de THT torna-se uma reserva de odorante.
62
Tabela 07: características dos componentes da família sulfetos cíclicos
Sulfeto cíclico
Peso
Pressão
Temperatur
Temperatura
Molecular
de
a de
de
(kg)
Vapor
ebulição
Congelamento
60 F e 1
0
0
C
Fórmula
Abreviação
C
atm
Tetrahidrotiofeno
88,2
0,01
122
-96
S (CH2)4
THT
Fonte : ABNT NBR 15614 – Rinologia – Análise Olfativa do Gás Natural ,2008
4.10 COMPOSIÇÃO DOS BLENDS (COMPOSTOS) ODORANTES
Todos os compostos organosulfurados utilizados na odoração do gás natural são
misturados para fazer odorantes. O thiofeno é o único composto organosulfurado
que pode ser usado em sua forma pura para odorar o gás natural. Todos os outros
compostos devem ser usados como parte de uma mistura. O motivo para a mistura
é simples: nenhum composto organosulfurado individualmente é 100 % efetivo como
odorante para gás natural. Enquanto todos os compostos organosulfurados usados
em odoração possuem boas características, eles também possuem deficiências que
impedem seu uso na forma pura como odorante para gás.
Os compostos odorantes usados hoje situam-se em 03 (três) principais categorias, a
saber:
•
Compostos odorantes exclusivamente de mercaptanas
•
Compostos odorantes de mercaptanas/sulfetos alquílicos
•
Compostos odorantes de tetrahidrotiofeno (THT) / mercaptanas
Na tabela abaixo, são apresentados os tipos de compostos
comercialmente:
mais usados
63
Tabela 08 : Compostos (blends) odorantes
Compostos exclusivamente com mercaptanas
Componente
Participação no composto (%)
TBM
79
IPM
15
NPM
6
Compostos com Mercaptanas e Sulfetos
Componente
Composto 1 (%)
Composto 2 (%)
Composto 3 (%)
TBM
75
80
10
DMS
25
0
10
MÊS
0
20
0
IPM
0
0
70
NPM
0
0
10
Fonte : Atofina, 2004
4.10.1 FORNECEDORES DE ODORANTES NO BRASIL
Atualmente, com sede no Brasil, há basicamente
02 (dois) fornecedores de
produtos odorantes para Gás Natural: a ARKEMA QUÍMICA LTDA (subsidiária da
ARKEMA FRANCE)
e a IQ SOLUÇÕES E QUÍMICA S.A
(anteriormente
denominada IPIRANGA QUÍMICA). Alguns dos produtos atualmente disponíveis
para comercialização no Brasil são:
Tabela 09: Odorantes comercialmente fornecidos no Brasil
ARKEMA QUÍMICA LTDA
PRODUTO (NOME COMERCIAL)
SPOTLEAK 1007
SPOTLEAK 1009
SPOTLEAK 1039
COMPOSIÇÃO
TBM (80%), MES (20%)
TBM (79%), IPM (15%) , NPM (6%)
THT (50%), TBM (50%)
64
IQ SOLUÇÕES
PRODUTO (NOME COMERCIAL)
SCENTINEL E
SCENTINEL TB
COMPOSIÇÃO
TBM (79%), IPM (15%) , NPM (6%)
THT (70%), TBM (30%)
Fonte: sítio da internet da empresas ARKEMA QUÍMICA LTDA e IQ SOLUÇÕES
Segue abaixo a tabela 10 exibindo o comparativo entre os principais blends
comerciais, abordando as principais características desejáveis dos odorantes:
Tabela 10: Comparativo entre os principais blends comercialmente disponíveis
Fonte: Atofina, 2004
Concluímos, portanto que o blend considerado mais efetivo, considerando as
propriedades desejáveis dos odorantes, é o composto por TBM (50%) e THT (50%).
65
5 ASPECTOS AMBIENTAIS E DE SEGURANÇA NA UTILIZAÇÃO DOS
COMPOSTOS ODORANTES
Segue abaixo, um quadro resumo com a classificação quanto ao risco e o teor de
inflamabilidade de alguns compostos odorantes . O código ONU de cada composto
também é apresentado:
Figura 15: Quadro resumo – classificação quanto ao risco dos odorantes
Fonte : Gas Odorants Health, Environment and Safe Handling- Chevron Phillips Chemical
Company LP
66
5.1 EFEITOS AGUDOS DOS COMPOSTOS ODORANTES Á SAÚDE HUMANA
Os odorantes, por se tratarem de produtos químicos industrializados, oferecem
riscos á saúde humana. Na tabela abaixo, são apresentados os índices relativos aos
efeitos dos principais odorantes à saúde:
Tabela 11 : Efeitos à saúde dos componentes odorantes
Componente
Irritabilidade
Irritabilidade na
Dose letal oral
Dose Letal Pele
nos olhos
pele
50%
50%
Concentração
Letal Inalação
50%
Tert – Butil
Leve
NÃO TÓXICO
Leve
NÃO TÓXICO
NÃO TÓXICO
20,8g/kg
26,432 ppm
NÃO TÓXICO
NÃO TÓXICO
Mercaptana
8,4 g/ kg
N Propil
Leve
NÃO TÓXICO
Leve
Mercaptana
2,22 ml /kg
Isopropil
Acordo de Não
Acordo de Não
Mercaptana
Divulgação
Divulgação
NÃO TÓXICO
Dimetil Sulfeto
Grave
Leve
2000
Leve
2000
mg/kg
NÃO TÓXICO
NÃO TÓXICO
OSHA: NÃO
Leve
NÃO TÓXICO
mg/kg
3700 mg/kg
Etil Mercaptana
2 ml/kg
5g/kg
NÃO TÓXICO
8170 ppm
NÃO TÓXICO
3898 ppm
NÃO TÓXICO
40,250 ppm
NÃO TÓXICO
TÓXICO
EU DSD:
2000
4420 ppm
mg/kg
PREJUDICIAL:682
mg/kg
Tetrahidro tiofeno
Metil Etil Sulfeto
Grave
Corrosivo
NÃO TÓXICO
NÃO TÓXICO
NÃO TÓXICO
2450 mg/kg
3335 mg/kg
8318 ppm
Acordo de Não
Acordo de Não
OSHA: NÃO
Acordo de Não
Acordo de Não
Divulgação
Divulgação
TÓXICO
Divulgação
Divulgação
EU DSD:
PREJUDICIAL535
mg/kg
Fonte: Gas Odorants Health, Environment and Safe Handling - Chevron Phillips Chemical
Company LP
67
Apresentamos, na figura abaixo, os limiares de concentração de alguns compostos
odorantes (TBM, THT e EM). Vale observar que o a distância entre o limiar de
detecção de odor e os limites de exposição ocupacional (OEL), de riscos à vida e à
saúde (IDLH)
Figura 16: Concentrações dos odorantes e efeitos à saúde
Fonte: Gas Odorants Health, Environment and Safe Handling - Chevron Phillips Chemical
Company LP
5.2 EFEITOS DOS COMPOSTOS ODORANTES AO MEIO AMBIENTE
Da mesma forma, os odorantes, por se tratarem de produtos químicos
industrializados, oferecem riscos ao meio ambiente.
Na tabela abaixo são apresentados os principais efeitos das substâncias odorantes
ao meio ambiente
68
Tabela 12: Efeitos ao meio ambiente dos odorantes
COMPOSTO ODORANTE
TOXICIDADE AQUÁTICA
BIODEGRADABILIDADE
TBM
TÓXICO
PRONTAMENTE
ETIL MERCAPTANA
TÓXICO
NÃO PRONTAMENTE
NPM
TÓXICO
PRONTAMENTE
THT
DADO NÃO DISPONÍVEL
ESPERADO
Fonte : Gas Odorants Health, Environment and Safe Handling - Chevron Phillips Chemical
Company LP
Apresentamos, a seguir, a FISPQ – FICHA DE INFORMAÇÃO DE SEGURANÇA DE
PRODUTO QUÍMICO do composto odorante – nome comercial SCENTINEL T- 70
(blend THT (70%) e TBM (30%)), da Chevron Phillips.
69
Figura 17 : FISPQ do produto odorante Scentinel T -70, da empresa Chevron Phillips LP
Fonte : Chevron Phillips Chemical Company LP, 2006
70
5.3 MEDIDAS DE SEGURANÇA EM CASO DE EMERGÊNCIA COM ODORANTES
5.3.1 EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA
5.3.1.1
Equipamentos de Proteção Individual
É absolutamente necessário vestir as seguintes roupas de proteção, cada vez que
as substâncias odorantes são manuseadas:
•
Fardas justas
•
Luvas de borracha (Neoprene, nitrílicas)
•
Óculos de proteção/ viseira
•
Botas de segurança (evitar qualquer peça de metal no solado)
•
Máscara com respirador autônomo é recomendada quando se trabalha em
áreas com alta concentração de vapor ou em prolongada exposição em áreas com
baixa concentração de vapor
•
Máscara de filtro tipo cartucho (apenas para evacuação emergencial)
5.3.1.2
•
Equipamentos de Proteção Coletiva
È exigido que se tenha um armário de primeiros socorros, chuveiros e
jatos lava - olhos próximos às áreas de armazenamento de odorante.
•
Detectores de gases, detectores de calor, detectores de chama e também
sistemas de extinção de fogo devem ser instalados em áreas de armazenamento de
odorante.
•
Extintores de espuma, pó seco e dióxido de carbono devem estar facilmente
acessíveis e bem sinalizados.
•
Pontos com disponibilidade de água devem ser instalados perto das áreas de
armazenamento e manuseio (para permitir resfriar o tanque, se exposto a fogo)
•
Um explosímetro portátil é importante para controlar a atmosfera explosiva
5.3.2 PRODUTOS E MATERIAIS DE SEGURANÇA
•
Tampa hermética rosqueada para o tambor de segurança
•
Um container de segurança vazio
71
•
Juntas de vedação em Teflon®
•
Bombas feitas de material compatível (em aço inoxidável, por exemplo)
•
Mangueiras trançadas em aço inoxidável, feita em Teflon®
5.3.2.1
Produtos de segurança
•
Para neutralização: usar solução alvejante (de 5 a10%)
•
Para contenção e absorção: usar um absorvente não inflamável, argila ou
areia
•
Para verificar vazamentos de vapor: aplicar solução baseada em detergentes
5.3.3 PRIMEIROS SOCORROS
•
Antes de ajudar qualquer pessoa atingida, vista primeiramente o equipamento
de proteção individual adequado
•
Leve a vítima para fora da área poluída
•
Remova imediatamente todas as roupas e sapatos contaminados
•
Em caso de contato do produto com a pele, esguiche imediatamente com
bastante água e sabão por, no mínimo, 15 minutos
•
Em caso de contato do produto com os olhos, lave imediatamente e
cuidadosamente com bastante água por, no mínimo, 15 minutos. Consulte um
oftalmologista
•
Em caso de inalação do produto, se a vítima está consciente, faça-o respirar
oxigênio (de 6 a 8 l /min) e chame um médico. Se a vítima não estiver consciente,
inicie respiração artificial até a chegada de ajuda qualificada (médico)
•
Não dê à vítima bebida ou comida
•
Em caso de ingestão do produto, não induza a vítima ao vômito e lave a boca
cuidadosamente para evitar a ingestão da água
•
Nunca coloque a vítima de pé ou na posição sentada
•
Se a vítima está inconsciente, vire-o de lado com sua cabeça para trás
•
Leve a vítima a um hospital ou médico
72
6 EQUIPAMENTOS ODORADORES PARA GÁS NATURAL
Os equipamentos de odoração mais modernos utilizados possuem os seguintes
componentes básicos:
•
Bomba injetora
•
Controlador de taxa de injeção
•
Sistema de monitoramento e verificação
•
Sistema de alarme
•
Relatórios de desempenho e auditoria
A bomba injetora é um dos componentes mais importantes no sistema de injeção e é
usualmente, mas nem sempre, uma bomba de deslocamento positivo. Alguns
sistemas usam diferencial de pressão e a operação de uma válvula solenóide para
mover o odorante.
Sistemas de injeção que utilizam bombas de deslocamento incorporam projetos de
bombas que permitem a compatibilidade dos selos internos e outras partes da
bomba com as características químicas dos odorantes. Alguns projetos de bombas
realizam um projeto de selo separado, onde as partes móveis e os selos críticos
dentro da bomba operam imersos num fluido hidráulico, o qual é totalmente
separado do odorante.
Quando a bomba atua, o fluido hidráulico é comprimido contra um selo tipo
diafragma contendo um volume de odorante conhecido. Esta compressão cria uma
ação de bombeamento no odorante, deslocando o volume de odorante pela
tubulação.
73
Figura 18: Bomba injetora de odorante
Fonte : Manual do equipamento NJEX 8300 G da empresa YZ Systems,2001
Sistemas de injeção utilizando bomba injetora de pistão de deslocamento positivo
usualmente operam a bomba pneumaticamente. Desta forma, um suprimento de gás
é obtido da corrente principal, apropriadamente regulada e transmitida à bomba do
sistema de injeção por uma fonte de atuação. Quando o controlador do sistema de
injeção determina que uma injeção é requerida, o pistão da bomba é acionado por
este suprimento pneumático.
Figura 19: Bomba de Injeção e Medidor de odorante
Fonte : Manual do equipamento NJEX 8300 G da empresa YZ Systems, 2001
74
O volume de cada injeção pode ser ajustado manualmente para aumentar ou
diminuir a quantidade de odorante injetada por cada “stroke” da bomba injetora. É
importante que este suprimento pneumático seja tomado à montante do ponto de
injeção para evitar odor incômodo quando o gás de suprimento for exaurido.
O controlador de taxa de injeção recebe informação do fluxo de gás de um
dispositivo
medidor
de
vazão
e,
usando
um
microprocessador,
calcula
automaticamente a frequência de injeção da bomba para se atingir a taxa de injeção
programada. A capacidade de acompanhar a vazão presente na tubulação e, então
relacionar a uma frequência de injeção com esta vazão, é denominada injeção
proporcional ao fluxo e é o método mais adequado de injeção.
Há, também, um método de injeção de odorante que, em intervalos de tempo prédeterminados, a bomba injetora coloca na tubulação uma quantidade conhecida de
odorante. Este método é conhecido como injeção proporcional ao tempo e é menos
eficiente que o proporcional ao fluxo, por não acompanhar as oscilações de fluxo da
rede, para mais ou para menos.
Para ajustar o controlador de injeção, informações ou parâmetros são inseridos no
programa do controlador. Alguns desses parâmetros são:
•
Taxa de injeção desejada, em mg/m3
•
Densidade química do odorante selecionado, em g/cm3
•
Descarga selecionada da bomba, em cm3 /stroke
•
Vazões máxima, mínima e normal, em m3 /h
•
Informação do sinal de vazão de entrada (analógico/digital) – 4 a 20 mA ou 0
a 5v, respectivamente.
O projeto do controlador de injeção deve prever que, em caso de falha do sinal de
vazão de entrada vindo do dispositivo de medição de vazão, uma taxa de injeção
pré-ajustada seja aplicada na corrente de gás natural.
75
Figura 20 : Controlador de Taxa de Injeção do Equipamento Odorador
Fonte : Manual do equipamento NJEX 8300 G da empresa YZ Systems, 2001
O módulo de monitoramento do sistema e verificação permite que o sistema
determine o estado corrente de desempenho do sistema de injeção. É importante
notar que a capacidade de monitoramento e verificação dentro do sistema requer
medição do odorante injetado. Portanto, o sistema de injeção deve conter um
medidor de odorante para medir acuradamente o volume do odorante químico
injetado. O método para medir o odorante injetado pode variar de projeto a projeto.
Os sistemas podem empregar medidores de precisão de deslocamento positivo ou
de disco rotativo.
A informação de odorante medido é informada ao controlador de taxa de injeção e
permite uma comparação entre os valores do sinal de vazão e o de odorante
injetado,
com
dados
antecipados
para
verificar
se
o
sistema
está
se
desempenhando adequadamente. O controlador de taxa de injeção também usa a
informação do medidor para compensação da freqüência de injeção baseada na
atual injeção de volume produzido pela bomba. Como o volume da bomba de
injeção muda devido ao desgaste, o controlador muda a freqüência de injeção na
mesma percentagem do erro de descarga da bomba. O sistema usualmente fornece
capacidades de alarme baseados na descarga da bomba.
O medidor deve também ter meios de compensar o desempenho do sistema por
mudanças resultantes de diferenças na temperatura do odorante. As vantagens do
76
medidor de volume conhecido são a de possuir poucas partes móveis e não
necessitar de rotina de recalibração.
O sistema de monitoramento também verifica continuamente a condição de outros
subsistemas que afetam o desempenho do sistema. Os subsistemas monitorados
são:
•
Informação sobre o status do sinal de vazão de entrada
•
Informação do suprimento de energia
•
Status do medidor de odorante
•
Volume do tanque de armazenamento de odorante
O sistema fornece meios de monitoramento remoto da quantidade de odorante
injetada e configuração do sistema.
6.1 MATERIAIS UTILIZADOS NOS SISTEMAS DE ODORAÇÃO
Todo projeto que afeta o sistema de transmissão e distribuição de gás combustível
deve atender aos requisitos da ABNT NBR 12712. Os componentes dos sistemas de
odoração devem ser resistentes à corrosão química e atmosférica, ser à prova de
explosão ou intrinsecamente seguros, conforme ABNT NBR IEC 60079-14 e ABNT
NBR 6146.
Materiais e equipamentos destinados à odoração do gás devem ser garantidos pelos
fabricantes em atendimento às normas brasileiras ou, na sua falta, normas
internacionais aplicáveis. Na
instalação do sistema de odoração, devem ser
tomadas como base (para todas as peças sujeitas a pressão) a máxima pressão
admissível de operação aplicada às redes e a pressão máxima gerada pela bomba
dosadora.
Os materiais e as peças construtivas que possam entrar em contato com o odorante
devem ser escolhidos de forma que resistam aos desgastes mecânicos, químicos e
térmicos surgidos durante o funcionamento do sistema de odoração.Não devem ser
utilizados nos componentes dos sistemas de odoração que entram em contato com
o odorante os seguintes materiais: cobre, ligas de cobre, borrachas naturais,
borracha butil, borracha de polietileno clorosulfonada, poliuretano, ebonite e nitrilas.
77
7. A ODORAÇÃO DO GÁS NATURAL EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO
A obrigação de realizar a odoração nas redes de distribuição de Gás Natural fica por
conta das empresas estaduais de distribuição de Gás Natural e estas, por sua vez,
são fiscalizadas pelas respectivas agências reguladoras estaduais. A Legislação
específica já foi citada no item 3.6.
7.1 PRINCIPAIS PROBLEMAS QUE AFETAM A QUALIDADE DA ODORAÇÃO
A tarefa de odorar uma rede de distribuição atendendo aos parâmetros de
segurança requeridos pela legislação e outros documentos normativos é afetada
por alguns fatores.
Os fatores que podem reduzir ou comprometer a efetividade do odorante como
agente de segurança:
•
Reações de oxidação de odorantes com tubos de aço carbono novos e não
condicionados (não passivados) ou tubos de aço carbono já oxidados, resultando
em componentes de menor capacidade odorante;
•
Adsorção do odorante nas paredes da tubulação em condições de baixa
vazão;
•
Mascaramento dos odorantes por hidrocarbonetos mais pesados, de maior
cadeia;
•
Dissolução dos odorantes por condensados presentes na tubulação;
•
Absorção do odorante por óleo na tubulação.
7.2 DECAIMENTO (ODOR FADING)
Decaimento é um fenômeno pelo qual o odor de gás sofre diminuição devido ao
fenômeno físico e/ou reações químicas que ocorrem entre o gás,
produtos
encontrados na rede de distribuição e o material utilizado para a construção da rede.
O gás natural pode ser satisfatoriamente odorado na fonte, mas se ao longo da rede
o impacto e a intensidade necessária do odor não alcança o cliente, vazamentos de
gás podem não ser detectados e resultar em sérios riscos de incêndios e explosões.
78
7.2.1 RISCOS ASSOCIADOS AO DECAIMENTO DE ODOR (ODOR FADING)
Pelo fato do processo químico que cria o decaimento de odor ser dependente da
área superficial disponível para que a adsorção ocorra, é lógico que, quanto maior o
tubo usado no sistema de gás natural, maior a propensão para o decaimento de
odor, já que há mais área de superfície disponível para gerar o decaimento. Além
disso, a taxa de fluxo do gás natural através de um tubo é outro fator crítico para a
ocorrência ou não do decaimento de odor. Quanto mais baixa ou esporádica a taxa
de fluxo, maior o risco de adsorção e decaimento de odor. Assim, o tamanho do tubo
e a taxa de fluxo criam uma maior probabilidade de ocorrência de decaimento de
odor em grandes projetos industriais que apresentam tubos novos de aço de maior
diâmetro, grandes volumes de gás natural dentro do sistema e grandes
comprimentos de tubulação de gás, tradicionalmente encontrados em um sistema
de gás padrão residencial. Independentemente do decaimento do odor ocorrer
durante a fase de construção de tais projetos industriais ou após a conclusão do
projeto, quando a instalação estiver em operação, há a certeza de que um grande
número de pessoas na área de abrangência do gasoduto esteja exposta aos riscos
de decaimento do odor. Assim, o decaimento do odor é mais provável de ocorrer
quando o potencial de perda de vida ou de lesão é maior. De fato, várias recentes
explosões naturais citadas pelo United States Chemical Safety Hazard Investigation
Board demonstram os riscos catastróficos envolvidos com o decaimento de odor,
incluindo: em 09 de junho de 2009, explosão na Planta ConAgra Slim em Garner,
Carolina do Norte ; em 19 de maio de 2008, explosão no Hilton San Diego; em 7 de
agosto de 2007, explosão no hotel Wyoming, em Cheyenne; em novembro de 2005,
explosão na Escola Porterville; em 12 de outubro de 2005, explosão no Triumph
Foods em St. Joseph, Missouri. Em cada uma dessas explosões, havia
numerosos trabalhadores no local e que foram expostos aos riscos de decaimento
de odor. Conseqüentemente, na avaliação da adequação e necessidade de
cuidados com o decaimento de odor, a empresa de gás natural não deve
simplesmente analisar a questão no vazio, mas em vez disso, deve levar em
consideração os riscos catastróficos que são inerentes às condições em que o
decaimento de odor é provável ocorrer.
79
Para entender porque isto ocorre e o que pode ser feito para minimizar o
problema, nós temos que considerar o seguinte:
•
Tipos de compostos (blends) de odorantes e a química dos vários
componentes
•
Condições da tubulação
•
A qualidade do gás a ser odorado
7.2.1.1
TIPOS DE COMPOSTOS (BLENDS) DE ODORANTES E A QUÍMICA
DOS VÁRIOS COMPONENTES
O TBM tem a mais alta resistência à oxidação de todos os compostos da família das
mercaptanas.
O IPM tem a 2a maior resistência à oxidação de todos os compostos da família das
mercaptanas.
O NPM tem a menor resistência à oxidação de todos os compostos da família das
mercaptanas.
O DMS e o MES não sofrem oxidação nas tubulações.
O THT é o odorante mais resistente à oxidação nas tubulações.
7.2.1.2
CONDIÇÕES DA TUBULAÇÃO
Há basicamente três fatores que interagem com as condições da tubulação e que
contribuem para o decaimento de odor :
•
Oxidação: Formação de di-sulfetos na presença de óxido de ferro (ferrugem)
e ar (oxigênio);
•
Tubulações novas: Adsorção/absorção do odorante na/pela
superfície de
tubulações sintéticas (plástico) ou de aço carbono;
•
Qualidade do gás: Absorção, mascaramento ou reação de componentes
odorantes com impurezas contidas na corrente de gás.
80
Algumas das causas do decaimento de odorante são reações químicas, ao passo
que outras são fenômenos físicos. Vamos agora abordar detalhadamente as
possíveis causas do decaimento de odor citado acima.
7.2.1.2.1 OXIDAÇÃO
A presença de ferrugem e ar dentro de uma tubulação agirá como um catalisador no
odorante, causando sua oxidação e gerando componentes sem odor detectável.
Dos odorantes da família das mercaptanas, a seguinte lista representa como estes
reagirão na presença de um ambiente com ar e ferrugem:
Tabela 13: Resistência à oxidação dos componentes da família das mercaptanas
Mercaptana
Resistência à oxidação
TBM
mais resistente à oxidação
IPM
intermediária entre TBM e NPM
NPM
menos resistente à oxidação
Fonte: Atofina, 2004
Todos os componentes da família dos sulfetos (DMS, MES e THT) usados em
compostos odorantes são resistentes à oxidação, com destaque para o THT, o mais
resistente.
Para compensar o efeito da oxidação, recomenda-se aumentar a taxa de odoração.
7.2.1.2.2 NOVAS TUBULAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
Literaturas mais antigas e também as recentes têm abordado o fenômeno da perda
de odorante em novas linhas de aço de sistemas de transmissão e distribuição de
gás natural.
A diminuição da concentração de odorante no gás natural, incluindo a perda total de
odorante, é referido como “decaimento do odor” .
Há um número de fenômenos físicos e químicos que podem dar aumento ao
esgotamento da concentração de odorante, particularmente mercaptanas, no gás
81
natural ou GLP. Alguns exemplos são absorção, adsorção, oxidação e pontos finais
da rede.
O tubo de aço é geralmente produzido de folhas de metal soldadas a estrutura de
folhas formadas na configuração do tubo. As folhas de metal originais possuem um
revestimento de óxidos de metal, também chamado de “carepa”.
Tanto a costura da solda do tubo quanto a solda circunferencial durante a
construção das linhas produzem depósitos adicionais de óxidos de metal, também
chamado de ferrugem.
Entre os constituintes da carepa e ferrugem estão os óxidos de metal ,capazes de
reagir quimicamente com mercaptanas tais como TBM para produzir dissulfetos, que
são menos voláteis e com menos odor que o odorante mercaptana original.
A seguinte reação química ocorre:
2 RSH + 6 FeO(OH) - > RSSR + 2 Fe 3 O4 + 4 H2 O
(3)
Onde R = (CH3)3C- para o odorante TBM. O óxido de ferro produto desta reação,
Fe3O4, é incapaz de reagir mais com mercaptanas e o local original contendo Fe(O)
OH é,assim, passivado. Até que todos os trechos sejam passivados, a oxidação de
mercaptana odorante continuará com uma resultante redução da concentração da
fase vapor do odorante.
Adsorção é um processo no qual uma molécula como uma molécula de TBM é
fisicamente atraída e adere á superfície do tubo. O processo de adsorção é
reversível e quando o equilíbrio é alcançado, as taxas de adsorção/dessorção, à
pressão constante , são iguais.
A quantidade de adsorção que pode ocorrer é uma função da composição e da área
da superfície do tubo.
A concentração de mercaptana é reduzida até que o equilíbrio adsortivo seja
alcançado. A adsorção também ocorrerá em outras superfícies de tubos metálicos
como cobre, utilizado em sistemas para GLP.
Por outro lado, certas superficies plásticas – como o polietileno – não adsorvem
odorantes de forma considerável. O fenômeno da adsorção vem sendo observado
há mais de 70 anos.
82
Absorção é um processo no qual uma molécula na fase gasosa de uma mercaptana
é fisicamente dissolvida em uma fase líquida. Este processo ocorrerá apenas se
líquidos condensados existirem nas linhas, isto é, se condensados ou aditivos como
óleo estiverem presentes. Uma das deficiências da “vaporização do petróleo“ em
novas linhas é o depósito de líquidos (óleo) que tem a capacidade de remover
odorante da fase gasosa até que uma saturação absortiva do líquido ocorra.
Denomina-se aqui “linhas de final de rede” as linhas de distribuição que estão em
serviço
intermitente.
Estas
linhas
podem
experimentar
uma
condição
de
desequilíbrio na qual uma quantidade excessiva de odorante é adsorvida nas
paredes da tubulação, resultando na perda de concentração de odorante na fase
vapor.
7.2.1.2.3 QUALIDADE DO GÁS NATURAL
A qualidade do gás natural deve ser também considerada quando se investiga as
causas do decaimento de odor.
O gás natural seco, não naturalmente odorado, é o mais fácil de ser odorado e não
causa decaimento de odor. Qualquer dos compostos odorantes normalmente
utilizados atenderá satisfatoriamente os requisitos de desempenho da odoração. No
entanto, a absorção em casos de baixo fluxo de gás pode ser um problema.
Líquidos condensados presentes em tubulações absorvem o odorante. Algum
mascaramento de odor pode ocorrer devido ao odor transmitido pelas impurezas
eventualmente contidas no gás natural. Ambas situações dão origem ao decaimento
de odor.
Odorantes que tem maior pressão de vapor e mais baixos limiares funcionam bem.
Compostos (blends) com alta concentração de IPM (por sua alta pressão de vapor)
são considerados os melhores nesta situação. Os compostos (blends) com TBM
funcionam bem na superação do mascaramento, porém não são recomendados
onde os níveis de líquido são altos.
Não devem ser usados o THT e compostos onde este esteja incluído, neste caso.
Sua baixa pressão de vapor resulta em alto grau de absorção em poças de
83
condensado ocasionando um mais rápido decaimento do odor. Além disso, se gás
mais seco é introduzido posteriormente na corrente, o condensado com alto nível de
odorante dissolvido pode evaporar rapidamente, resultando numa sobre - odoração
da corrente de gás.
7.2.1.3
PASSIVAÇÃO DA TUBULAÇÃO
Como dito anteriormente, sistemas de distribuição de gás natural em início de
operação tendem a apresentar baixa concentração de odorante. Esta situação
permanece até que a tubulação ou o trecho da rede esteja totalmente passivado.
Redes passivadas, em operação também podem apresentar decaimento de
odorante se reagirem com produtos encontrados na rede, formando compostos não
odorantes. Neste caso, a rede ou trecho desta rede deve ser passivada novamente.
Para extensões de rede em processo de passivação, podem ser utilizadas
concentrações de odorante até 5 (cinco) vezes a concentração que corresponde ao
índice olfativo 2,5 da Escala Sales, definido pela ABNT NBR 15614. A
sobreodoração deve ser realizada durante o processo de passivação da tubulação.
Em comissionamento de novas redes, é recomendável a injeção de querosene para
facilitar a passivação. Caso seja adotada esta prática, o querosene deve ser injetado
antes do odorante. As quantidades recomendadas de querosene e odorante está
definida na tabela abaixo:
84
Tabela 14 – Cálculo da quantidade de querosene e odorante para passivação da rede
Diâmetro da
Querosene
Odorante
Quantidade de querosene (kg) +
tubulação (pol)
(kg)
(kg)
odorante para 300m de tubulação
2
0,82
0,28
1,10
4
1,64
0,56
2,20
6
2,46
0,84
3,30
8
3,30
1,10
4,40
12
4,90
1,70
6,60
Fonte: ABNT NBR 15616 - ANEXO A.2: 2008
Para acelerar a passivação da rede, o responsável pela odoração pode adotar uma
ou mais das medidas abaixo descritas:
•
Rebaixar a pressão interna da rede, aumentando a velocidade do fluxo de
gás;
•
Odorar acima dos níveis normais de operação;
•
Odorar diretamente no ponto de entrega para o cliente;
•
Trocar o odorante por um produto mais estável, considerando as condições
atuais da rede;
Não deve ser injetado odorante na fase líquida diretamente na rede de polietileno,
uma vez que o odorante em estado líquido reage quando em contato com o material
do tubo.
85
8. DETERMINANDO OS NÍVEIS APROPRIADOS DE ODORAÇÃO
Segundo os requerimentos legais e normativos para a correta detecção do odor do
gás natural, que diz: “Um gás combustível numa linha de distribuição deve conter um
odorante natural ou ser odorado de modo que a uma concentração no ar de 1/5 do
limite inferior de explosividade, o gás seja prontamente detectado por uma pessoa
com um senso olfativo normal”.
Desde que foi introduzido, este requerimento tem lidado frequentemente com o
seguinte questionamento: o que constitui uma pessoa com um senso olfativo
normal? Nós, enquanto humanos, temos variações na capacidade de detectar
odores através de nosso senso olfativo. Tem sido provado em estudos científicos
que a idade, gênero (sexo) e doenças físicas como alergias e uso de cigarros podem
afetar a capacidade de detecção de odor. Isto tem nos deixado com um método
muito “qualitativo” de detectar odorante através do uso do nariz e um equipamento
de teste que nos fornece a mistura gás/ar. Muitos questionam o motivo de não haver
um método mais quantitativo de se determinar a concentração de odorante.
Há disponibilidade de equipamentos de odoração que provêem com extrema
precisão os volumes de odorante que estão sendo injetados no sistema de
distribuição de gás. Existem também meios extremamente precisos de determinar os
volumes de gás a jusante do equipamento de odoração. Estes fatos conduzem a um
cálculo matemático muito simples de volume de odorante versus volume de gás
natural. Isto tudo soa muito bem, porém devemos lembrar que existem muitos outros
fatores que afetam a quantidade e a qualidade do odorante, a qual pode vir a sair
completamente do controle.
A questão chave é encontrar meios precisos de computar os volumes de odorante
no sistema de distribuição de gás natural. Como então estaremos aptos a determinar
se os equipamentos de odoração estão funcionando adequadamente durante todo o
tempo? Existem vários tipos de equipamentos de odoração disponíveis que
empregam vários métodos para a injeção de odorante dentro do sistema de
distribuição.
Muitos
destes
sistemas
são
afetados
por
contaminantes
no
equipamento de odoração e isto levanta a questão de se pessoas são capazes de
identificar quando isto ocorre. Uma companhia distribuidora de gás natural deve
determinar que tipo de equipamento de odoração mais adequado para cada
particular aplicação.
86
O mercado de gás natural vive agora um fase de desregulamentação, com livre
acesso às redes de transmissão de gás natural. Usuários e companhias de
distribuição estão agora capazes de obter gás natural oriundos de várias
localidades. É de se esperar que as companhias que fazem parte da cadeia do gás
queiram saber da procedência do gás que eles estão recebendo, qual a qualidade e
quantidade do odorante colocado na origem. Existe a possibilidade de reação
química entre os diferentes “blends” odorantes existentes na rede.
Este livre acesso e a mistura entre os odorantes permitem vários questionamentos
sobre a qualidade do gás, incluindo a formação de destilados na tubulação que
podem literalmente absorver o odorante da corrente de gás natural.
Algumas
medidas devem ser tomadas para assegurar que este líquido seja removido do
sistema.
Tem sido notado que doenças físicas como alergia e fumo podem afetar a
sensibilidade olfativa de uma pessoa e, como isso, sua capacidade de detectar o
odorante. Há odores externos dentro de uma residência ou escritório que dificultam
a detecção de odorante, como odores de cozimento, perfumes e produtos de
limpeza. É também possível para o gás natural viajar através do solo por
vazamentos em tubulações e levar à perda do odorante via adsorção do solo. A
companhia distribuidora de gás natural deve determinar o “blend” apropriado de
odorante de acordo com a particularidade da localização geográfica.
87
9. ODORAÇÃO COMPLEMENTAR
Sistemas de distribuição de gás natural em início de operação ou que apresentem
baixo fluxo de gás natural tendem a apresentar baixa concentração de odorante.
A operação de odoração complementar visa adequar o nível de odoração nestes
trechos de rede ao requisitado pelos padrões legais e/ou normativos.
Pelo exposto acima, a operação de odoração complementar pode ocorrer antes do
início da operação do sistema (operação preventiva) ou depois do início da operação
do sistema (operação corretiva).
Redes construídas em aço com extensões maiores que 1000m e redes de
polietileno com extensões maiores que 5000m devem ser monitoradas para verificar
a concentração de odorante presente com o objetivo de avaliar a necessidade de
odoração complementar.
9.1 TIPOS DE ODORADORES PORTÁTEIS E APLICAÇÕES
9.1.1 ODORADORA PORTÁTIL COM CONTROLE DE DOSAGEM
•
Como o próprio nome sugere, este modelo permite que a dosagem de
odorante injetada na rede seja conhecida;
•
Permite utilização de metodologia de cálculo para injeção do odorante;
•
Recomendada para redes de distribuição residencial e redes de distribuição
em fase final de passivação.
Figura 21: Odorador Portátil com Controle de Dosagem
Fonte : COMGÁS , 2001
88
9.1.2 ODORADORA PORTÁTIL SEM CONTROLE DE DOSAGEM
•
Como o próprio nome sugere, este modelo não permite que a dosagem de
odorante injetada na rede seja conhecida;
•
A injeção do odorante é efetuada por sobrepressão;
•
Recomendada para redes de distribuição industrial e redes de distribuição em
início de passivação.
Figura 22: Odorador Portátil sem Controle de Dosagem
Fonte : COMGÁS, 2001
9.2 RISCOS NA OPERAÇÃO DE ODORAÇÃO COMPLEMENTAR
A operação de odoração complementar, como normalmente é efetuado próximo ao
ponto onde é verificada a queda de concentração de odorante, oferece os seguintes
riscos:
•
Acidentes de trânsito envolvendo o veículo que transporta a unidade portátil
de odoração complementar;
•
Derramamento de odorante durante a injeção na rede ou por conta de
acidente no trajeto;
89
•
Densidade populacional – como as redes de distribuição residenciais são
mais suscetíveis de passar por operações de odoração complementar, há uma
grande densidade populacional em torno do ponto onde será injetado o odorante.
Recomenda-se, antes de colocar em prática a odoração pontual ou complementar, a
elaboração de Análise Preliminar de Riscos específica. Cada evento indesejável
com possibilidade de ocorrência, deve ser avaliado com base na matriz da figura 23,
onde é feito um cruzamento entre a severidade e a freqüência de cada evento.
Deste cruzamento, é obtida a categoria do risco associado ao evento. Conforme o
grau do risco,
são adotadas medidas preventivas e/ou mitigatórias para que a
probabilidade de ocorrência seja mínima ou nula.
Figura 23 – Matriz para avaliação de risco de eventos indesejáveis
Fonte: Conteúdo apresentado na Disciplina ENG 923 - Normas Técnicas, Segurança, e
Meio Ambiente do Curso de Especialização em Engenharia de Gás natural – CEEGAN UFBa , 2009
90
Apresentamos, na figura abaixo, um exemplo de uma Análise Preliminar de Riscos
específica para a operação de odoração complementar:
Figura 24 – Exemplo de Análise preliminar de Risco para a operação de odoração
complementar
91
92
93
Fonte: Autor, 2011
Conforme aponta a Análise Preliminar de Riscos acima, os eventos indesejáveis
com possibilidade de ocorrência numa operação de odoração complementar são:
pequeno vazamento de odorante, acidente de trânsito com derramamento de
odorante durante o deslocamento desde o ponto de abastecimento do dispositivo
portátil até o local da operação e, por último, um acidente de trânsito envolvendo os
técnicos durante a manobra de odoração pontual (caso da operação num ponto da
rede fora do site de distribuição de gás natural). Medidas preventivas e mitigadoras
foram previstas para evitar o evento ou minimizar os seus efeitos, em caso de
ocorrência. Para
os três eventos indesejados considerados acima, os riscos
associados aos mesmos foram considerados moderados. Porém, a operação de
odoração complementar exige investimentos das empresas distribuidoras de gás
94
canalizado no sentido de prover uma estrutura eficiente em termos de logística,
equipamentos de combate a emergências, treinamento especializado com
certificação para os colaboradores envolvidos na atividade, aquisição de veículos
adaptados, detectores de vazamento de gases, elaboração de um completo plano
de atendimento a emergências com realização de simulados de emergência
periódicos, criação de um grupo envolvendo órgãos públicos de trânsito e de
combate a emergências.
9.3 ONDE INJETAR ODORANTE NA ODORAÇÃO COMPLEMENTAR
Recomenda–se que o ponto de injeção de odorante fique a uma distância mínima de
20 vezes o diâmetro da rede, a montante do primeiro ponto de bifurcação ou de
desníveis que possibilitem o acúmulo de odorante.
O equipamento de odoração complementar deve estar instalado em um ponto da
rede a montante do trecho em que foi identificado o decaimento. O monitoramento
analítico a jusante do local onde está instalada a odoradora complementar
evidenciará a eficácia desta operação.
Com o objetivo de identificar pequenos vazamentos na rede de distribuição, o
responsável pela odoração do gás deve estabelecer um programa de elevação da
concentração de odorante de até 3 vezes a concentração que corresponde ao índice
olfativo da Escala Sales.
O procedimento de sobreodoração e o procedimento de odoração complementar
não devem ser comunicados ao cliente e/ou consumidor com o objetivo de garantir a
eficácia do programa. Esta ação evita que o cliente/consumidor negligencie o cheiro
de
gás
percebido
devido
ao
conhecimento
preliminar
do
programa
de
sobreodoração. Equipes de emergência devem estar preparadas para atender a
todos os chamados de vazamentos.
Não deve ser injetado odorante na fase líquida diretamente na rede de polietileno,
uma vez que o odorante em estado líquido reage quando em contato com o material
do tubo.
95
10 PROGRAMA DE MONITORAMENTO DE ODORANTE
Um abrangente programa de monitoramento de odorante envolve várias outras
peças de informação além do teste “sniff” com um instrumento medidor de
concentração de odorante. A maioria das distribuidoras de Gás Natural emprega
outros meios para assegurar que a dosagem apropriada de odorante seja mantida
no sistema de distribuição de gás.
Registros precisos das taxas de injeção de odorante devem ser mantidos junto com
registros de medições para que se possa determinar níveis de odorante em relação
ao volume de gás. É também importante manter registros completos em relação às
inspeções nos equipamentos odoradores para documentar apropriadamente os que
estão funcionando e os que sofreram manutenção. Segue, abaixo, foto do
equipamento medidor da concentração de odorante adicionado ao gás natural
(odorímetro) fabricado pela Engevix.
Figura 25: Odorímetro Portátil efetuando medições de campo
Fonte: ENGEVIX /BAHIAGÁS, 2011.
96
Figura 26 : Odorímetro Portátil – detalhe frontal
Fonte: ENGEVIX /BAHIAGÁS, 2011.
O rastreamento dos chamados de vazamentos de clientes à central de atendimento
da distribuidora de gás é extremamente importante. Uma distribuidora de gás natural
geralmente tem números médios diários de atendimentos a chamados de
vazamento durante o ano.
Este é o resultado direto de quão bem está funcionando o programa de odoração da
distribuidora de gás. Sempre existirão vazamentos no sistema de distribuição, em
casas de clientes, na rua e, quando isto ocorre, o público deve ser capaz de detectar
o odor e ligar para a distribuidora. Em caso de aumento da média deste tipo de
chamados, pode significar que o odorante está sendo injetado no sistema a uma
taxa muito mais substancial que o normal. No caso em que haja queda da taxa de
chamados de vazamentos, pode significar que podem haver problemas no
equipamento de odoração ou na rede, sendo necessário tomar uma ação. A mais
simples verificação de que o gás natural tem odor é feita geralmente pelo técnico de
atendimento ao cliente em sua rotina diária (uma simples caixa de texto num
formulário de serviço com as opções “sim” ou “não” para a detecção de odorante
através de um aparelho ou conjunto medidor). Isto não irá verificar se o odorante
está sendo detectado a uma concentração apropriada, mas irá apontar se há odor
ou se está ausente, forte ou fraco.
Os testes com o medidor de concentração de odor serão realizados periodicamente
durante o ano e documentados através de formulários apropriados. Deve ser
97
lembrado que quanto mais aleatoriamente estes testes sejam conduzidos na rede,
melhor informados seremos da efetividade do programa de odoração.
O uso de instrumentos de análise quantitativa como analisadores e cromatógrafos
para análises químicas é outro passo vital no programa de monitoramento. Estes
instrumentos fornecem, em tempo real, valores de teor de enxofre total e, em muitos
casos, de teor de mercaptanas e componentes de enxofre, individualmente.
Uma combinação de todos os itens mencionados anteriormente fornece registros
adequados à distribuidora de gás natural para o sucesso do programa de odoração.
98
11. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Com os acidentes citados neste trabalho, está claro que as conseqüências do
manuseio e uso de um gás não odorado são severas.
Realizar com eficiência a odoração de redes de distribuição de gás natural,
principalmente em áreas urbanas com baixo fluxo (velocidade do gás na tubulação
inferior a 3m/s) é tarefa que exige muito planejamento, estudo, conhecimento da
rede e, além de tudo, recursos. A distribuidora de gás natural deve implementar
diversos procedimentos para o pré comissionamento de gasodutos para que se
consiga atingir os níveis de odoração desejados quando esta rede entrar em
operação. Procedimentos de limpeza e secagem dos gasodutos de aço carbono
após a construção devem ser rigorosamente cumpridos para evitar a absorção de
odorante pelas linhas. O controle e monitoramento periódicos da corrosão interna
dos gasodutos de aço carbono também são de suma importância. Caso não se
consiga este objetivo de início, deve ser lançado mão dos recursos da odoração
complementar. Pesquisas constantes devem ser realizadas na busca de novos
produtos odorantes que atendam plenamente os requisitos de performance, bem
como respondam às demandas dos órgãos ambientais. A implementação de
metodologia de rastreamento e monitoramento da performance da odoração em
diversos pontos da rede desempenha importante papel, municiando os responsáveis
pela atividade com informações de grande valor. Para isso, deve ser realizado
investimento na aquisição de equipamentos medidores da concentração de odorante
e enxofre na corrente de gás natural. Sugerimos uma combinação de equipamentos
fixos a serem instalados nas estações de transferência de custódia e nas estações
de distribuição, complementada com equipamentos portáteis de indicação
instantânea para os pontos remotos da rede. O Departamento de Projetos da
Distribuidora deve estudar criteriosamente a locação dos equipamentos odoradores,
bem como seu dimensionamento, de forma que os clientes situados mais próximos
ao equipamento, não sejam incomodados com a sobre-odoração no início da rede.
Em nenhuma hipótese, o decaimento de odor deve ser neglicenciado. Com a
adoção das devidas medidas de segurança, todas as alternativas técnicas previstas
na norma NBR 15616 devem ser utilizadas até a resolução do problema, para evitar
as consequências desagradáveis já citadas neste documento.
99
A documentação é um fator crítico para o sucesso de um programa de odoração.
Alguns registros importantes a serem mantidos:
•
Registros de manutenção dos equipamentos de odoração;
•
Registros dos quantitativos de uso e armazenamento de odorante;
•
Registros de inspeções nos equipamentos de odoração;
•
Registros das taxas de injeção de odorante na rede;
•
Resultados de testes com odorímetros (medidores de concentração de
odorante na rede);
•
Certificados de análise do fornecedor do produto odorante;
•
Registros dos chamados técnicos de vazamentos.
100
REFERÊNCIAS
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Sistemas de Transmissão e Distribuição de Gás Combustível. Rio de Janeiro, 2002.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 15614: Rinologia:
Análise Olfativa do Gás Natural. Rio de Janeiro, 2008.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 15616: Odoração do
Gás Natural. Rio de Janeiro, 2008.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 6023: Informação e
documentação: Numeração progressiva das seções de um documento escrito:
Apresentação. Rio de Janeiro, 2002.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 6024: Informação e
documentação: Referências: Elaboração. Rio de Janeiro, 2004.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 14724: Informação e
documentação: Trabalhos Acadêmicos: Apresentação. Rio de Janeiro, 2011.
ALFORD, Gary. Gas Odorants Health, Environment and Safe Handling, E.U.A ,
2000.
AMERICAN GAS ASSOCIATION. Odorization Manual. Washington, D.C.: American
Gas Association, 2000.
ATTARI, Amir A. e WILSON, Gerald G.. Odorization III, Institute of Gas Technology
Plunkett, Gordon R. Chicago,1992.
ATOFINA - Safety Measures in case of emergency - Groupement de Recherches
de Lacq Thiochemistry & Fine Chemicals.
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Guimarães, H.B., Torres, E.A., e Pereira, O.S., Ed. Solisluna, Salvador, 2005, 132p.
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BOLETIM DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO –
Ministério de Minas e Energia – Brasília, agosto de 2011. Disponível em :
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20/10/2011.
BOLETIM MENSAL DE ACOMPANHAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL Ministério de Minas e Energia - Referência: Agosto/2011. Brasília, agosto de
2011.Disponível
em:
<http://www.mme.gov.br/spg/galerias/arquivos/publicacoes/boletim_mensal_acompa
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em 20/10/2011.
101
BP 2011 Statistical Review of World Energy, London. Disponível em :
<http://www.bp.com/subsection.do?categoryId=9037150&contentId=7068622>.
Acesso em 20/10/2011.
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do Brasil, Poder Executivo, Brasília, DF, 18 jun. 2008.
GOTTLIEB, Mark e MCMULLEN, Darin. A Pragmatic Approach for Addressing
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KOSTRO, Jerome H. Development of odorants, 1880 a 1970. 2007
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Meeting of the sub Group Safety (HFCV –SGS) 14-16 January, 2008.
NJEX 8300G Natural Gas Odorization System. YZ SYSTEMS, Inc. Texas, 2001
“ODORIZATION: Simply a matter of safety” - Pipeline & Gas Journal / November
2006.
ORTIZ, Sixto Jr . Principles of odorization.
Technology, 2002
American School of Measurement
PARROTT, Kenneth S. Principles of natural gas odorization, May 2004
Rezende, Éder Jr. Operação de Odoração Complementar – COMGÁS. São Paulo,
2001.
ROCHA, Georges Souto. Economia e Mercado do Gás Natural – Apostila da
disciplina Economia e Mercado do Gás Natural do Curso de Especialização em
Engenharia do Gás Natural da Universidade Federal da Bahia. Salvador, 2009
USHER, Michael J. Odor Fade - Possible Causes and Remedies.
Measurement School . London, June 1999.
CGA Gas
WEHNERT, Paul D. Determining Proper Odorization Levels. New Orleans, 2010.
102
GLOSSÁRIO
ADSORÇÃO -
É a adesão de moléculas de um fluido (o adsorvido) a uma
superfície sólida (o adsorvente). O grau de adsorção depende da temperatura,
da pressão e da área da superfície.
ABSORÇÃO
-
É
um
fenômeno ou processo físico
ou
químico
em
que átomos, moléculas ou íons introduzem-se em alguma outra fase, normalmente
mais massiva, e fixam-se. O processo pode se dar pela fixação de um gás por
um sólido ou um líquido, ou a fixação de um líquido por um sólido.
BLEND – Combinação, mistura, composto.
CONCESSIONÁRIA DE GÁS NATURAL CANALIZADO - A pessoa jurídica que
tenha recebido do Poder Concedente a outorga para prestação dos Serviços
Públicos Locais de Gás Canalizado, nos termos do artigo 25, §2º, da Constituição
Federal;
DECAIMENTO (de odor do gás natural) - Diminuição do odor de gás que ocorre
devido ao fenômeno físico e/ou reações químicas que ocorrem entre o gás, produtos
encontrados na rede de distribuição e o material utilizado para a construção da rede.
DISTRIBUIÇÃO DE GÁS CANALIZADO - Serviços locais de comercialização de gás
canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados,
diretamente ou mediante concessão, nos termos do § 20 do art. 25 da Constituição
Federal de 1988.
ESCALA SALES - Escala que relaciona os níveis de intensidade olfativa com a
percepção de odor do ser humano com capacidade olfativa normal.
GÁS NATURAL - Todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas
condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios
petrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros;
103
GÁS NATURAL ASSOCIADO: - É aquele que, no reservatório, está dissolvido no
óleo ou sob a forma de capa de gás.
GÁS NATURAL NÃO-ASSOCIADO - É aquele que, no reservatório, está livre ou em
presença de quantidades muito pequenas de óleo.
GÁS NATURAL SECO - Gás natural que não contém petróleo bruto ou condensado,
ou gás do qual tenham sido retirados os líquidos.
GÁS NATURAL ÚMIDO - Gás com predominância do metano, mas com teor
relativamente alto de outros hidrocarbonetos, os quais seriam normalmente
separados como LGNs nas UPGNs.
HIDROCARBONETOS – Nome genérico dado aos compostos formados por
Carbono e Hidrogênio.
LIMITE INFERIOR DE EXPLOSIVIDADE – (LIE) - É a menor concentração de uma
substância gasosa que, misturada com o ar, forma uma mistura inflamável.
LIMITE SUPERIOR DE EXPLOSIVIDADE – (LSE) – È a maior concentração de uma
substância gasosa que, misturada com o ar, forma uma mistura inflamável.
MERCAPTANAS – Família de substâncias odorantes. Composto de carbono,
hidrogênio e enxofre, encontrados no óleo e no gás. Ao serem misturados em
pequenas quantidades ao gás natural e aos gases liquefeitos conferem ao gás um
odor característico, aumentando a segurança na utilização desses combustíveis,
pois permite a identificação de vazamentos.
MONÓXIDO DE CARBONO (CO) - Gás tóxico formado na queima incompleta de
um combustível. Quando o equipamento de queima não está devidamente regulado,
as quantidades de monóxido de carbono geradas podem ser altas e muito
prejudiciais ao ser humano.
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ODORAÇÃO - Processo de injeção de odorante na rede de distribuição de gás
natural em níveis de concentração capazes de permitir, em caso de vazamento, na
rede ou em instalações de usuários, a pronta detecção da presença de gás no
ambiente, evitando possíveis incêndios e/ou explosões.
ODORAÇÃO PONTUAL – Processo de injeção de odorante em trechos da rede com
objetivo de acelerar o processo de passivação da tubulação e /ou garantir
concentração de odorante na intensidade olfativa segura.
ODORADOR – Equipamento utilizado para odorar o gás natural.
ODORANTE – Substância química cujo objetivo é conferir odor ao gás natural, para
propiciar fácil identificação do produto.
OFF - SHORE - Modalidade de exploração de petróleo realizada no mar.
ON - SHORE – Modalidade de exploração de petróleo em terra.
OXIDAÇÃO – Reação que ocorre entre o produto odorante injetado e óxidos
presentes na rede de distribuição, formando um produto de baixo poder olfativo.
PASSIVAÇÃO DA REDE – Processo operacional realizado no gasoduto, geralmente
antes do comissionamento, com injeção de querosene e odorante para diminuir e
/ou eliminar o fenômeno da adsorção e absorção do odorante injetado.
REDE DE DISTRIBUIÇÃO - Conjunto formado por tubulação de distribuição,
estações de controle de pressão, válvulas, equipamentos operados por uma
companhia de gás, para levar gás desde os pontos de suprimento ou de fabricação
até os medidores dos consumidores.
RESERVAS PROVADAS - Reservas de petróleo e gás natural que, com base na
análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente
de reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja
estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais,
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usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pela legislações petrolífera e
tributária brasileiras.
RINOLOGIA - É o estudo da concentração de odorante no gás através da
sensibilidade do sistema olfativo humano.
UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural.
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ANEXOS
ANEXO 01 - Relatório de Análise de Teor de Enxofre no Gás Natural
Fonte: Bahiagás, 2011