TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
Eng. Eduardo Frederico Runte Junior
Set/2004
Revisão de 31/07/05
1
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO GÁS NATURAL
Como qualquer produto o gás natural têm um conjunto de características técnicas que
o tornam adequado as suas aplicações.
Dentro destas características são estabelecidos valores, que constituem a
especificação do gás.
A seguir descrevemos as principais características técnicas do gás natural:
3.4.1. Riqueza
Como sabemos o gás natural é composto principalmente
por metano e etano. Estes são componentes gasosos
extremamente leves.
Além destes, o gás natural contém outros hidrocarbonetos, mais pesados,
que são retirados no processamento.
Por exemplo, tiramos o propano e o butano para compor o chamado GLP
(gás de cozinha) que mesmo em temperatura ambiente, liqüefaz-se sob
pressões relativamente baixas.
Denomina-se RIQUEZA do gás a soma das porcentagens de todos os
hidrocarbonetos que o compõem, excetuando-se o metano e etano.
2
COMPOSIÇÕES PERCENTUAIS MOLARES TÍPICAS DE UM GÁS
GÁS NATURAL
GÁS DE REFINARIA
(REDUC)
GÁS DE NAFTA
(COMGAS)
87
20
33
4
9
15,5
-
7
1
0,5
2
-
C4
3
0,5
-
1
-
C5+
1
-
-
-
-
CO
-
-
-
3
3
CO2
0,5
0,5
2
3
21
O2
-
-
-
-
-
H2
-
-
-
45
43
N2
1
2
1
10
-
H2S
-
-
-
0,5
-
H2O (vapor)
-
-
-
-
-
Componentes
Associado
(Bacia de Campos)
GNA
(Juruá)
Processado
UPGN
C1
75
92
C2
12,5
C3
Um
Um gás
gás éé considerado
considerado RICO
RICO quando
quando possui
possui riqueza
riqueza superior
superior aa 7%.
7%.
O
O gás
gás após
após oo processamento
processamento (retirada
(retirada da
da riqueza)
riqueza) éé denominado
denominado gás
gás processado.
processado. Antigamente
Antigamente era
era chamado
chamado de
de
gás
residual.
gás residual.
3
PESO MOLECULAR APARENTE
Cada substância tem seu peso molecular que é igual a soma dos pesos atômicos
dos átomos que constituem a molécula da substância.
Exemplo 1: O peso molecular do metano é
CH4  12 + 4 x 1 = 16g
Quando misturamos gases e imaginamos a mistura como se fosse um gás puro
podemos dizer que ela tem o seguinte peso molecular aparente:
PMa =  Xi PMi
Em que:
PMa = peso molecular aparente da mistura
Xi = fração molar de cada componente
PMi = peso molecular de cada componente
Exemplo 2: Calcular o peso molecular de uma mistura gasosa composta por
80% de metano e 20% de etano.
PM metano  CH4 = 12 + 4 x 1 = 16
PM etano
 C2H6 = 2 x 12 + 6 x 1 = 30
PMa = 0,8 x 16 + 0,2 x 30 = 12,8 + 6
PMa = 18,8
4
MASSA ESPECÍFICA DO GÁS NATURAL
Massa específica =
Massa específica =
Massa molecular
22,4
(kg/m³) (a 0 ºC e 1 atm)
Massa molecular
24,04
(kg/m³) (a 20 ºC e 1 atm)
A massa específica do gás natural varia entre 0,7 e 1,1.
GÁS NATURAL
0,7 < massa específica < 1,1 (Kg/m³) (a 0 ºC e 1 atm)
5
DENSIDADE DO GÁS NATURAL
Para sólidos e líquidos a densidade é referida a massa específica da água,
igual a 1g/cm³.
Para os gases a densidade é medida em relação a massa molecular do ar
seco, igual a 1,293 g/litro.
Podemos calcular:
Massa molecular do gás
Massa molecular do gás
22,4
22,4
d=
Massa molecular do ar seco
=
Massa molecular do ar seco
22,4
22,4
Ou também:
d=
PMgas
PMar
dgas/ar =
PMgas
d=
28,964
Massa específica do gás
Massa específica do ar
=
Massa específica do gás
1,293
6
Para um gás real como o gás natural a densidade relativa ao ar, nas condições
normais de temperatura e pressão (ºC, 1 atm) a fórmula passa a ser:
PMgá
Zar
dgas/ar =
Zgá
s
x
PMar
s
Zar
= 0,9996 (0ºC; 1 atm)
Zgás = fator de compressibilidade do gás (0ºC; 1 atm)
PMgás = peso molecular do gás
PMar = peso molecular do ar seco
dgas/ar =
dgas/ar =
0,9996
Zgás
x
PMgás
28,964
PMgás
28,976
x
Zgás
dgás
= densidade real do gás em relação ao ar seco (0 ºC ; 1 atm).
PMgás = peso molecular do gás.
Zgás = fator de compressibilidade do gás.
7
FATOR DE COMPRESSIBILIDADE DO GÁS NATURAL
Nos gases ideais a relação entre pressão, volume e temperatura é dada pela
equação representativa da Lei de Clapeyron, ou seja,
PV = n R T
Para os gases reais, sobretudo quando se trata de gases em temperatura baixas e
pressões elevadas esta lei não é correta, pois surge uma maior atração entre as
moléculas do gás e para uma determinada pressão e temperatura os volumes são
menores que seriam no caso de um gás perfeito.
Surge então o denominado “fator de compressibilidade”, que dá origem à equação
dos gases reais,
PV = Z n R T
O fator de compressibilidade é função da temperatura, pressão e do gás
considerado.
Para o gás natural, nas pressões e temperaturas habituais em que o mesmo é
transportado, o valor de Z varia entre 0,6 e 1,0.
Gás Natural 
0,6 < Z < 1,0
8
Cálculo do Fator de Compressibilidade
O fator de compressibilidade Z pode ser calculado por vários métodos.
Neste trabalho usaremos as fórmulas do CNGA – California Natural Gasoline
Association.
Para densidades entre 0,554 e 0,750 a fórmula é:
1
Z=
1+
517.060 x P
x 10 (1,785
G)
x
T 3,825
Para densidades entre 0,750 e 1,00 a fórmula é:
1
Z=
1+
1.375.200 x G)P x 10 (1,188
x
T 3,825
Onde:
Z  fator de compressibilidade (gás natural).
P  pressão manométrica em kgf/cm2.
G  densidade do gás natural em relação ao ar
(Obs.: Massa específica do ar nas CNTP = 1,293 kg/m³).
T  temperatura do gás em Kelvin (°C + 273,15)
Obs.:
Para
t = 20° C
t = 0° C
T = 293,15
T = 273,15
293,15 3,825 = 2.732.869.299
273,15 3,825 = 2.085.617.242
9
VISCOSIDADE DO GÁS NATURAL
De forma semelhante aos líquidos, os gases oferecem resistência ao
cisalhamento e, portanto, perdem energia de pressão ao serem deslocados de
um ponto para outro.
Esta resistência ao cisalhamento é chamada de viscosidade.
CÁLCULO DE VOLUME ARMAZENADO
Freqüentemente deparamo-nos com o problema de calcular o volume
armazenado em um gasoduto.
Se a condição é estática o problema é muito simples, pois a pressão é
constante em todo o duto e a temperatura pode também ser considerada
uniforme.
3,1416 D² L
V=
ZCNT
4
P
P
x
Z
T
P
x
PCNT
T
P
TCNT
x
P
T
P
L
10
Para as condições normais de temperatura e pressão temos:
ZCNTP = aproximadamente 1
PCNTP = 1 atm = 1,033 Kg/cm²
TCNTP = 273 ºK
Exemplo: Calcular o volume de gás armazenado em gasoduto de diâmetro
interno 17 pol, comprimento 125 Km, pressão 100 Kgf/cm² (absoluta).
Sabe-se que o gás está a 20 ºC. Sabe-se ainda que Z, nesta condição é igual a
0,713 .
Solução:
3,1416 D² L
V=
ZCNT
x
4
P
Z
P
x
PCNT
TCNT
x
P
T
P
Vtubo
=
Vtubo
=
3,1416 x D² x L
4
=
3,1416 x (17 x 0,0254)² x 125.000
4
18.304 m³
Este é o volume do duto que é aproximadamente igual ao do gás nas CNTP.
11
ZCNTP = aproximadamente 1
x
1
V=
18.304
V=
2.315.568 m³
0,713
x
100
1,033
x
273
273 + 20
Este número significa o volume que o gás contido no gasoduto a pressão de
100 Kgf/cm² e a 20º C teria se fosse expandido para a condição p = 1,033
Kg/cm² e 0ºC
O caso mais freqüente é a necessidade de calcularmos o volume existente num
gasoduto onde o gás está em movimento.
P1
T
PmT
Q
T
P2
Q
Neste caso, é necessário determinarmos da pressão média (Pm) e o fator de
compressibilidade na condição T e Pm.
A pressão média é calculada pela fórmula
12
A pressão média é calculada pela fórmula:
2
Pm =
3
(
P1 P2
P1
+
P2
-
P1+P
2
)
E a fórmula do volume passa a ser:
3,1416 D² L
V=
ZCNT
P
x
Pm
x
TCNT
x
P
4
Z
PCNT
T
A apostila do Curso do IPT apresenta uma fórmulaP preparada que traz o volume
do gás para a condição T = 20 ºC.
Varmazenado =
143,783
x
D² x L x Pm
Z x T
Em que:
Varmazenado  T = 20º C
PCNTP = 1,033 Kg/cm²
D = diâmetro interno em polegada
L = comprimento em quilômetros
Pm = pressão média absoluta
Z = fator de compressibilidade médio
13
Exemplo: Qual o volume empacotado em um duto que está escoando gás
natural nas seguintes condições:
Pressão inicial = 100 Kg/cm² (manométrica)
Pressão final = 50 Kg/cm² (manométrica)
Zmédio = 0,773
Comprimento do duto = 83,6 Km
Diâmetro interno do duto = 11,75 in
Temperatura inicial = temperatura final = 25 ºC
Solução:
Cálculo da pressão média
Pm =
Pm =
Pm =
2
3
2
3
(
(
P1
+
101,033
P2
+
-
P1 x P2
P1 + P2
51,033
-
)
101,033 x 51,033
101,033 + 51,033
)
78,77 kg/cm² (absoluta)
Cálculo do volume armazenado (fórmula da apostila do IBP)
Pm =
143,783
x
11,75² x 83,6 x 78,77
0,773 x 298
= 567.485 m³ (20 ºC; 1 atm)
14
INFLAMABILIDADE
Quando misturado ao oxigênio ou de maneira mais prática, quando misturado
com o ar, o gás natural pode se inflamar.
A condição da mistura gás-ar ser inflamável depende da proporção destes
componentes bem como da temperatura e pressão em que se encontra a
mistura.
São então definidos os chamados “Limite Inferior de Inflamabilidade – LII” e
“Limite Superior de Inflamabilidade – LSI”.
- Limite Inferior de Inflamabilidade – LII
É o percentual de gás natural abaixo do qual a mistura gás-ar, em
presença de uma fonte de ignição, não se inflama.
Para pressão ambiente e temperatura de 15º C este valor é de
aproximadamente 4,5%.
- Limite Superior de Inflamabilidade – LSI
É o percentual de gás natural acima do qual a mistura gás-ar, em
presença de uma fonte de ignição, não se inflama.
Para pressão ambiente e temperatura de 15º C este valor é de
aproximadamente 15%.
Região de
Não
inflama
4,5% Inflamabilidade
Não inflama
15%
Não
inflama
% de gás na
mistura ar-gás
15
PODER CALORÍFICO
Dentre as principais aplicações do gás natural temos seu uso como
combustível. Seja como combustível para uso em caldeiras, fornos, fábricas
de cerâmicas e azulejos, indústria vidreira, como também substituindo no uso
domiciliar o gás de botijão (GLP) e o gás de nafta. Está sendo implementado
modernamente o seu uso como combustível em veículos.
3.4.9.1. - Poder Calorífico Superior
O poder calorífico do gás natural é muito variável e tem seu valor
variando entre 8000 kcal/m³ e 12500 kcal/m³, sendo o m³ referido a 20º
C e 1 atm.
A ANP (Agência Nacional de Petróleo) define 3 classes de gás natural
quanto ao poder calorífico superior, quais sejam:
 Gás Natural B (baixo)  8000 a 9000 kcal/m³.
 Gás Natural M (médio)  8800 a 10200 kcal/m³.
 Gás Natural A (alto)  10000 a 12500 kcal/m³.
Esta classificação é utilizada nos contratos de fornecimento que
habitualmente fixam valores limites (máximo e mínimo) e estabelecem
cláusulas de correção de preços em relação ao gás que efetivamente
foi fornecido.
Os contratos prevêem pagamentos por m³ fornecido, corrigido para
20ºC e 1 atm ou em quantidade de energia, com preços estabelecidos
em R$/BTU.
1 quilocaloria = 3,968320 btu
16
Problema: Uma companhia contratou o recebimento de gás natural tipo M e
recebeu em um mês 600.000 m³ de gás a 20º C e 1 atm, sendo que o gás
fornecido tinha poder calorífico de 9.000 kcal/m³ (PCS). O preço contratado de
R$ 5,00/milhão de btu.
Pergunta-se pelo preço a ser pago.
Solução:
600.000 m³ x 9.000 Kcal/m³ = 5400 x 106 kcal
5.400 x 106 kcal x 3,968 = 21.427 x 106 btu
21.427 x 106 btu x R$ 5,00 = R$ 107.135,00
106 btu
Preço = R$ 107.135,00
17
– Cálculo do Poder Calorífico Superior do Gás Natural
O poder calorífico do gás natural pode ser obtido através de cálculo,
com razoável precisão, a partir da composição molar do gás.
A fórmula é a seguinte:
PCSgás = Somatório (PCSi x composição molar)
PODER CALORÍFICO SUPERIOR - PCS
Valores
Aproximados
Entalpia Padrão
de Combustão
kjoule/mol
PCS – kcal/m³
m³ à 0º C e 1 atm
(x 10,66276)
PCS – kcal/m³
m³ a 20º C e 1 atm
Z=0,9975 (x 0,9341)
Metano
- 890,35
9494
8868
Etano
- 1559,90
16 633
15 537
Propano
- 2220,05
23 672
22 112
i – Butano
- 2868,82
30 590
28574
n – Butano
- 2878,52
30 693
28670
n – Pentano
- 3536,15
37 705
35220
CO
- 282,99
3175
2819
H2S
- 562,589
5999
5603
Componentes
18
Obs.:
1.
Elementos inertes tais como o vapor d’água, CO2, N2 e etc têm PCS =
0, pois não são combustíveis;
2.
A entalpia padrão considera como condições padrão de referência a
temperatura de 25º C e a pressão atmosférica de 101,325 KPa;
3.
Na coluna 4 da tabela por simplificações usou-se como fator de
compressibilidade o valor médio Z = 0,9975, o que constitui uma
aproximação;
4.
Para cálculos precisos devemos usar o valor de Z com maior correção;
5.
Para faturamento considerar as condições consideradas no contrato.
Problema: Calcular o poder calorífico de um gás cuja composição molar é
C1 – 88%; C2 – 6%; C3 – 3%; i C4 – 1%; n C4 – 1%; Inertes – 1%.
Dar a resposta em quilocalorias por metros cúbico a 20º C e 1 atm.
Solução:
Componentes
kcal/m³ (20º C; 1 atm)
Fração molar
PCS x%
Metano
8868
0,88
7804
Etano
15537
0,06
932
Propano
22112
0,03
663
i – Butano
28574
0,01
286
n – Butano
28670
0,01
287
Inertes
0
0,01
0
GÁS
-
1,00
9972
Resposta: PCS = 9.972 Kcal/m³
19
– Cálculo do Poder Calorífico Inferior
No cálculo do poder calorífico superior considera-se a recuperação da
energia térmica do vapor da água, quando ela se condensa.
No poder calorífico inferior considera-se que a água formada
permanece no estado de vapor. Este valor é usado para cálculos de
balanço de energia em fornos, caldeiras, etc.
O poder calorífico inferior é calculado de maneira semelhante ao
superior considerando-se, porém a entalpia de vaporização da água,
igual a 43,911 kjoule/mol nas condições de entropia padrão (25ºC;
101,325 kPa).
Obs.:
1 atm = 101,323 kPa (conversão exata)
1 atm = 1,033227 kgf/cm²
1 kgf/cm² = 98,0665 kPa
20
Temos então a seguinte tabela:
PODER CALORÍFICO INFERIOR - PCI
Valores Aproximados
PCI
kJoule/mol
PCI – kcal/m³
m³ a 20ºC e 1 atm
Z=0,9975
(x 0,9341)
Componentes
PCS
kJoule/mol
Metano (CH4)
890,4
2
87,822
802,578
8558
7994
Etano (C2H6)
1559,90
3
131,733
1428,167
15228
14225
Propano (C3H8)
2220,15
4
175,644
2044,506
21800
20363
Isobutano (C4H10)
2868,8
5
219,555
2649,245
28248
26386
n - Butano (C4H10)
2878,52
5
219,555
2658,965
28352
26483
n- Pentano (C5H12)
3536,15
6
263,466
3272,684
34896
32596
1
Obs.:
PCI a 20ºC ; 1 atm =
Entalpia de
Vaporização
da água corrigida
PCI – kcal/m³
m³ a 0ºC e 1 atm
(x 10,66276)
Número
de moles
de Água
0 + 273,15
x
0,9975
PCI a 20ºC ; 1 atm =
0,9341 PCI a 0ºC ; 1 atm
20 + 273,15
21
CROMATOGRAFIA
3.4.10.1. - Finalidade e Princípio de Funcionamento
A cromatografia tem por finalidade a determinação da composição de
uma mistura aproveitando o princípio da diferença de velocidade de
migração de seus componentes num meio poroso.
A migração é provocada pelo movimento de um solvente.
3.4.10.2. - Esquema do Cromatógrafo
FASE
MÓVEL
Bomba ou
Compressor de
Fase móvel
(Líquido ou gás)
AMOSTRA
Sistema de
introdução
da amostra
COLUNA
CROMATOGRÁFICA
DETETOR DE
COMPONENTES
Registrador/
integrador
dos componentes
da mistura
22
CÁLCULO DA VELOCIDADE DE ESCOAMENTO
O gás desloca-se em um gasoduto como conseqüência da diferença de
pressão entre os pontos inicial e final.
No regime permanente a vazão mássica em qualquer ponto é constante,
bem como a vazão volumétrica quando convertida as mesmas condições
de temperatura e pressão nos pontos considerados.
Num determinado ponto a velocidade do gás pode ser calculada pela
fórmula abaixo.
Tal valor de velocidade é importante para o cálculo da velocidade de
passagem de pigs ou de movimentação de frentes de gás.
Calcula-se a velocidade de escoamento nos gasodutos através da
seguinte fórmula:
v
=
8,6382
x
10 -5
x
T
P
x
Z
D2
x
Q
Sendo:
v  velocidade em m/s.
T  temperatura em Kelvin.
P  pressão absoluta do gás em kgf/cm2 no ponto considerado.
Z  fator de compressibilidade no ponto considerado.
d  diâmetro interno em polegada.
Q  vazão do duto em m3/dia (CNTP).
Obs.: Para passar de Pm³ para Nm³ multiplicar por 0,932 (valor prático)
Para passar de Nm³ para Pm³ multiplicar por 1,073 (valor prático)
23
Fórmula adaptada para usar vazão em milhões de Pm³/dia.
v
=
80,489
x
T
P
x
Z
D2
x
Qp
Sendo:
v  velocidade em m/s.
T  temperatura em Kelvin.
P  pressão absoluta do gás em kgf/cm2 no ponto considerado.
Z  fator de compressibilidade no ponto considerado.
d  diâmetro interno em polegada.
Qp  vazão do duto em milhões de Pm3/dia .
24
CÁLCULO EXPEDITO DA VAZÃO CONHECENDO-SE AS
PRESSÕES INICIAL E FINAL
A fórmula abaixo é uma simplificação da fórmula de Weymouth e
adaptada para unidades comuns. Ela tem boa precisão para gás natural
de densidade 0,60 e operado a 15,6ºC. Quando nos afastamos destas
condições ela começa apresentar erros.
Pi2 – Pf2
422 d 8/3
Q=
L
(Nm3/dia)
Ou
Pi2 – Pf2
453 d 8/3
Q=
L
(Pm3/dia)
Sendo:
Q = vazão em Nm3/dia ou Pm3/dia.
d = diâmetro interno em polegadas.
Pi = pressão absoluta no início do gasoduto em kgf/cm².
Pf = pressão absoluta no final do gasoduto em kgf/cm².
L = comprimento do gasoduto em quilômetros.
25
Problema 1
35 kgf/cm²
32 kgf/cm²
15 kgf/cm²
Consumidor
(com pressão
controlada em
15 kgf/cm²)
55 km
Compressor
O gasoduto acima esquematizada tem 18,50 polegadas por diâmetro
externo, 0,375” de espessura e 55 quilômetros de extensão.
Qual a vazão de gás em Nm³ verificada no duto, quando o mesmo
opera com pressão inicial Pi = 35 kgf/cm² (manométrica) e pressão final
Pf = 32 kgf/cm² (man.)?
SOLUÇÃO:
Q=
Pi2 – Pf2
422 d 8/3
L
26
d 8/3 = (18,50 – 2 x 0,375) 8/3 = 17,75 8/3 = 2143,9
Pi (abs) = 35 + 1,033 = 36,033 kgf/cm²
Pf (abs) = 32 + 1,033 = 33,033 kgf/cm²
Q=
422 x 2.143,9
33,0332
36,0332 –
55
Q=
422 x 2.143,9 x
14,394
= 1.776.017 Nm³/dia
7,416
27
Problema 2
O consumidor do problema anterior passou a consumir 2.100.000
Nm³/dia. Pergunta-se qual a nova pressão a montante da válvula de
controle do referido consumidor.
SOLUÇÃO:
A pressão controlada do consumidor é 15 kgf/cm².
A pressão controlada do início do gasoduto é 32 kgf/cm² (man).
Para garantir o aumento de vazão com a pressão no início do gasoduto
constante é necessário que a controladora do consumidor se abra e
que a pressão final caia como pode se calcular pela fórmula:
Q=
Pi2 –
422 d 8/3
Pf2
L
2.100.000 =
422 x 2143,9
Pf2
36,0332 –
7,416
1298,4 - Pf2 = 17,214
1238,4 - Pf2 = 296,3
Pf2 = 1238,4 – 296,3 = 942,1
Pf = 30,7 kgf/cm² (abs)
Pf = 29,7 kgf/cm² (man)
28
CONCEITO DE “PULMÃO” E “EMPACOTAMENTO”
Conceitua-se como “EMPACOTAMENTO” em um gasoduto como sendo
o volume de gás existente no referido gasoduto medido nas condições
normais de temperatura e pressão (0º C; 1 atm) ou nas condições
PETROBRAS (20º C; 1 atm).
Conceitua-se como “PULMÃO” em um gasoduto como sendo o volume
de gás existente no duto à uma pressão qualquer menos o volume de
gás no duto a pressão operacional mínima. Na PETROBRAS estes
volumes são medidos a 20º C e 1 atm.
Empacotamento mínimo operacional
Volume de gás existente no duto com pressão manométrica = 0
Empacotamento = volume físico do duto
Duto vazio.
Empacotamento máximo
Volume de gás existente no duto com pressão
operacional mínima.
Empacotamento
Empacotamento.
Empacotamento
mínimo
Volume de gás existente no duto com pressão
operacional qualquer
Pulmão
Empacotamento máximo operacional
Pulmão máximo
Volume de gás existente no duto com pressão operacional máxima.
Empacotamento = 0
29
ODORIZAÇÃO DO GÁS NATURAL
O gás natural ao ser produzido possui pouco ou nenhum odor. Quando
existente o odor é devido a presença de compostos de enxofre tais como o
H2S ou mercaptans. Após o tratamento primário e, sobretudo, após o
processamento o gás natural fica inodoro.
Objetivando conferir maior segurança nas movimentações do gás natural, o
mesmo é odorizado de forma que seja percebido com facilidade em caso de
vazamento.
A Legislação (através das portarias 41 e 42 da Agência Nacional de Petróleo)
somente exige que o gás movimentado em dutos de distribuição (para
consumidores industriais e domiciliares) sejam odorizados, porém a
PETROBRAS habitualmente odoriza também o gás movimentado nos dutos
de transferência e transporte.
A odorização é realizada adicionando-se substâncias odorantes (mercaptans)
ao gás natural. A quantidade de odorante deve ser tal que o gás seja
detectado pelo olfato mesmo em pequenos vazamentos.
A quantidade de odorante adicionado ao gás deve ser tal que um vazamento
seja percebido pelo olfato quando a quantidade de gás no ar atinja a 20% do
limite inferior de inflamabilidade. Como este limite situa-se em torno de 5% em
volume conclui-se que a quantidade de odorante deve ser tal que possamos
perceber concentrações de 1% em volume de gás dissolvido no ar.
As taxas de odorização necessárias a obtenção das condições acima situamse em torno de 8 a 16 miligramas por m³, que são os valores utilizados
habitualmente.
30
Para gasodutos novos utiliza-se uma taxa de odorização maior, pois parte do
produto fica aderido a parede da tubulação. Utilizamos habitualmente uma
taxa de 16 a 32 mg/m³ ou mesmo maior para gasodutos de grande extensão.
O acompanhamento da odorização é feito por cromatografia do gás natural ou
por instrumentos denominados “odorators”.
Uma odorização deficiente tem pouca utilidade e uma odorização exagerada
pode trazer problemas para os distribuidores.
A odorização irregular (ora alta, ora baixa) traz grandes transtornos aos
distribuidores.
Um cuidado bastante grande deve ser tomado com os equipamentos do
sistema de odorização, inclusive com as embalagens do produto, pois o
mesmo é tóxico e em caso de derrames, mesmo pequenos, trazem uma
grande poluição olfativa, o que gera desconforto, mau estar e reclamações das
populações vizinhas.
Recomenda-se também um minucioso registro de tipo, marca, quantidades e
proporções de odorantes utilizados, de forma a podermos rastrear qualquer
eventual falha do sistema e se for o caso adequar os procedimentos
operacionais.
São diversos os processos de aplicação de odorante no gás, podendo-se citar:
Odorização
 Por absorção, tipo “mecha”.
 Por absorção, tipo “borbulhador”.
 Por absorção, tipo “by-pass horizontal”.
 Por injeção, tipo “gotejamento”.
 Por injeção, tipo “bomba dosadora” com dosagem programada.
 Por injeção, tipo “bomba dosadora” com dosagem proporcional a vazão.
31
TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
O transporte do gás natural pode ser feito na fase gasosa ou líquida, e em alguns
casos em mistura de fases.
Transporte dutoviário (gasodutos)
Fase
Gasosa
Fase
Líquida
Bifásico
Transporte em alta pressão
(feixes tubulares)
Caminhões
Barcaças
Transporte marítimo e fluvial
Transporte ferroviário
Transporte rodoviário
Transporte dutoviário
32
O transporte marítimo em fase líquida é realizado em condições criogênicas (pressão
próxima a atmosférica e temperatura – 162ºC). Este tipo de transporte só se justifica
economicamente para grandes volumes e distâncias. Tem custo elevado em virtude
de necessitarmos instalações dispensiosas para a liquefação do gás além do elevado
custo operacional da liquefação. O transporte marítimo sob condições criogênicas é
caro. Existe ainda o custo para revaporização no local do destino do gás. Do total
exportado no mundo cerca de 25% é transportado maritimamente sob a forma líquida,
o que representa cerca de 5% do consumo mundial.
O transporte ferroviário e rodoviário sob condições criogênicas também é caro,
somente se justificando em locais onde houvesse total impedimento de lançar-se um
gasoduto ou em locais onde a utilização do gás não é contínua.
O transporte dutoviário em fase gasosa (caminhões-feixe) é utilizado também em
locais onde não se justifica economicamente a construção de um gasoduto ou para os
não contínuos. Postos de abastecimento de gás natural veicular, quando distantes de
linhas-tronco de transporte de gás natural, geralmente são abastecidas por
caminhões-feixe.
O meio de transporte mais comum é o dutoviário em gasodutos que operam com
pressões na estação inicial de compressão de até 150 Kgf/cm².
33
COMPONENTES DE UM SISTEMA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
GLP
PESADOS
LÍQUIDO DE
GÁS NATURAL
PROCESSAMENTO
TRATAMENTO
M
MEDIÇÃO
GÁS
NATURAL
ODORIZAÇÃO
COMPRESSÃO
M
COMPRESSÃO
O
CITY-GATE
CITY-GATE
34
a) TUBULAÇÕES: Destinadas a conduzir o gás natural. São
de aço de alta resistência e formadas por tubos de cerca de 12
metros soldados.
b) ESTAÇÕES DE COMPRESSÃO: Destinadas a comprimir
o gás para obrigá-lo a percorrer a tubulação. Trabalha-se com
pressões entre 70 Kgf/cm² a 120 Kgf/cm².
c) ESTAÇÕES DE ODORIZAÇÃO: Destinadas colocação de
substâncias (mercaptans) que dão odor ao gás, para deteção
de vazamentos. Esta odorização é exigência legal de
segurança.
COMPONENTES
d) ESTAÇÃO DE REDUÇÃO DE PRESSÃO E MEDIÇÃO:
Estas ERPM existem em todos os pontos de entrega de gás.
Tem a finalidade de fornecer ao cliente o gás numa pressão
aproximadamente constante e pactuada no contrato. A medição
é feita para possibilitar a posterior cobrança do gás fornecido.
e) SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE: Existente
em gasodutos de grande porte com vários pontos de entrada e
saída de gás.
As centrais de supervisão controlam
remotamente as variáveis importantes do transporte tais como
vazões nos trechos, vazões fornecidas nos “city-gates”,
pressões, etc.
35
VÁLVULAS ESPECIAIS UTILIZADAS EM GASODUTOS
Além das válvulas de bloqueio comuns, são usadas em gasodutos alguns tipos de
válvulas especiais que exercem determinadas finalidades específicas mos mesmos.
Podemos destacar as seguintes:
1) PCVs – Válvulas controladoras de pressão.
2) XVs e SDVs – Válvulas de fechamento automático.
3) PSVs – Válvulas de segurança;
4) FVs – Válvulas limitadoras de vazão.
4.4.1. – PCVs – VÁLVULAS CONTROLADORAS DE PRESSÃO
4.4.1.1. – Finalidade
 Ramal – Pressão menor
Linha Tronco – Alta pressão
36
As válvulas controladoras de pressão têm as seguintes principais finalidades:
•
Reduzir a pressão a jusante da mesma possibilitando a construção de dutos
de menor espessura.
•
Manter a pressão constante a jusante da mesma, qualquer que seja a
pressão a montante, facilitando o trabalho dos dispositivos de medição,
independentemente da vazão que por ela circula.
•
Fornecer ao consumidor (equipamentos) o gás na pressão adequada de uso.
Componentes
As válvulas de controle possuem dois componentes básicos que são:
a)
Atuador – Dispositivo normalmente constituído por uma câmara com um
diafragma que “sente” a pressão a jusante da válvula e quando esta tende a
aumentar ou a diminuir o diafragma movimenta-se empurrando ou puxando
uma haste que atua sobre o plug obturador da válvula.
b)
Plug Obturador – Dispositivo acionado pelo atuador que permite diminuir ou
aumentar a vazão de gás possibilitando a manutenção da pressão a
montante.
Exemplo: Suponhamos que o usuário do gás aumente o seu consumo, por exemplo
colocando em funcionamento uma caldeira.
Com o aumento do consumo (vazão) a pressão do ramal tende a cair. O atuador
“sente” a queda de pressão e atua sobre o obturador possibilitando uma passagem
maior de gás que irá restaurar a pressão do ramal.
37
Tipos Básicos
a)
Auto operadas (sem conexão externa de gás);
b)
Com alavanca, contrapeso e conexão externa de pressão;
c)
Com mola e conexão interna de pressão;
d)
Com mola e conexão externa de pressão;
e)
Válvulas de controle piloto operada;
f)
Válvulas com controlador.
VÁLVULAS DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO (SDV – VTC –VES – XV)
4.4.2.1. – Finalidade
As válvulas de fechamento automático têm a finalidade de cortar rapidamente o fluxo
de gás quando a pressão do sistema atingir um valor de referência (“set-point” ou
ponto de ajuste).
São elementos de segurança do sistema e são instaladas ao longo dos gasodutos, nas
instalações de redução de pressão (ERPs) e pontos de entrega ao consumidor (“citygates”).
38
As XVs instaladas nas ERPs e “city-gates” tem a finalidade de bloquear o ramal em
caso de falha da válvula de controle evitando que a pressão a jusante atinja valores
maiores que o de projeto, que poderia danificar o duto.
As SDVs instaladas ao longo dos gasodutos em distância de aproximadamente 20 a
30 km tem a finalidade de impedirem o fluxo em caso de pressões baixas. Caso haja o
rompimento de duto em um determinado ponto, a pressão no trecho cai e as válvulas a
montante e jusante do rompimento fecham-se limitando o volume vazado ao contido no
trecho, impedindo que haja o vazamento de todo o duto e impedindo que haja a
continuação da alimentação do mesmo.
Alguns tipos de válvula de bloqueio automático além de bloquear o duto por baixa
pressão também atuam quando a pressão cai rapidamente (ação por velocidade de
queda de pressão).
Tipos mais usados
As válvulas XVs e SDVs podem ser de esfera, de gaveta ou de portinhola.
Tem um acionador pneumático normalmente operado por um piloto que sente a
pressão do sistema e o compara um valor ajustado previamente (set-point da válvula).
Quando estes dois valores são igualados um suprimento de ar ou gás provoca o
bloqueio da válvula.
A reabertura da válvula é normalmente manual.
39
PSVS - VÁLVULAS DE SEGURANÇA
4.4.3.1. - Finalidade
XV
A
XV
PCV
B
Alta Pressão
Baixa Pressão
PSV
A
CV
As válvulas de segurança têm a finalidade de protegerem as instalações contra um aumento
de pressão acima da capacidade do duto.
Caso haja um bloqueio indevido ou uma diminuição no consumo no lado da baixa pressão a
válvula controladora (PCV) atua diminuindo a vazão. Caso falhe e a pressão tenda a subir
demasiadamente as XVs bloqueiam automaticamente o fluxo. Caso as XVs falhem, a válvula
de segurança (PSV) descarrega o gás para atmosfera ou flare. As PSV abrem-se totalmente
(abertura 100%) descarregando o gás para a atmosfera ou para o flare.
4.4.3.2. - Tipos mais comuns
a) Convencional
b) Balanceada
FVs – VÁLVULAS LIMITADORAS DE VAZÃO
4.4.4.1. – Finalidade
As válvulas limitadoras de vazão têm a finalidade de evitar possíveis picos de vazão que
poderiam desestabilizar as pressões nos gasodutos prejudicando a ação das controladoras
de pressão e a seguir os consumidores.
40
ESTAÇÕES DE MEDIÇÃO E FORNECIMENTO A CLIENTES (“CITYGATES”)
Os gasodutos em geral possuem ramais onde ocorre o fornecimento aos clientes
habitualmente denominados concessionários, que por sua vez fornecem o gás natural
aos consumidores (usuários).
A montante do ponto onde se dá a troca de propriedade do gás temos habitualmente
uma estação de medição, onde normalmente temos também uma redução de
pressão. Estas estações de medições para fornecimento são denominadas “Citygates”.
É comum quer clientes ou consumidores de grande porte tenham também sua
estação de medição para conferir as quantidades que lhe são cobradas.
Estação de Medição da
Concessionária
City-gate
Estação de
Medição
Consumidor
Estação de
Medição
Consumidor
Estação de
Medição
Consumidor
Estação de
Medição
Consumidor
Estação de
Medição
Consumidor
Ponto de
transferência
de custódia
Ponto de
transferência
de custódia
City-gate
Linha tronco do gasoduto
41
1. Válvula de bloqueio automático
1. Dispositivos de Segurança
2. Válvula de alívio de pressão
3. Válvulas limitadoras de fluxo
Dispositivos de
uma Estação de
Medição
2. Dispositivos de Controle
1. Válvula reguladora de pressão
3. Dispositivos de Medição
1. Medidor de fluxo (diversos tipos com
diversos acessórios)
4. Vasos para condensado
5. Filtros
6. outros
42
EXEMPLO DE CITY-GATE
PI
TI
XV
PCV
PSV
LG
FT
SG
City-gate com registrador de fluxo
com placa de orifício
FT - Filtro de tela ou cartucho
XV - Válvula de bloqueio automático
PCV - Válvula de controle de pressão
PSV - Válvula de alívio de pressão
PI - Indicador de pressão (manômetro)
TI - Indicador de temperatura (termômetro)
SG - Vaso coletor de líquido
LG - Visor de nível de líquido
FR - Registrador de vazão por placa de orifício
PR - Registrador de pressão
TR - Registrador de temperatura
PI
FR
TR
FR - PR
43
CITY-GATE PADRÃO
Fuel Gas
Aquecimento
Redução
Filtragem
Pressão
Medição
44
CITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHA
Visão Geral
Estação de Medição (3)
Fluxo
Fluxo
Estação de Regulagem (2)
Estação de Filtragem (1)
45
CITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHA
Estação de Regulagem
Válvula de Bloqueio 6”
PCV - FO
PCV - FC
XV - FC
Fluxo
Início do isolamento
térmico
Fluxo
46
GÁS NATURAL LIQUEFEITO
GENERALIDADES
A tecnologia para desenvolvimento da liquefação de gases foi desenvolvida
começo do século XX com o objetivo de obtenção dos gases raros.
no
A partir da década de 40 os Estados Unidos iniciaram a adaptação daquela tecnologia
com a finalidade de conseguir estocar grandes quantidades de gás natural em
espaços pequenos, objetivando atender as flutuações sazonais de consumo.
Em 1959 realizou-se o primeiro transporte marítimo de gás natural liquefeito (GNL)
dos Estados Unidos para Inglaterra, em navio.
Atualmente (ano 2000) temos 10 países importadores de GNL e 10 países produtores
com o total de 16 plantas de liquefação, 6 abastecendo a Europa e 10 abastecendo a
Coréia, Japão e Taiwan.
O maior consumidor mundial de GNL é o Japão que absorve 60% de produção
mundial.
A produção mundial chegou em 1998 a 83 milhões de toneladas o que equivale a
cerca de 116 bilhões de metros cúbicos.
1 tonelada GNL corresponde a cerca de 1400 m³
47
O custo da liquefação, transporte e regaseificação de GNL são muito maiores que o
transporte por gasodutos.
Temos um elevado custo de investimento nas estações de liquefação e regaseificação
além do custo dos navios especiais, com tanques e tubulações construídas com
materiais criogênicos.
Alem disto existe o custo operacional que exige grande consumo de energia,
consumindo de 10 a 15% do gás, no processo.
Assim sendo a utilização do GNL se restringe aos casos em que o transporte
dutoviário é técnico/economicamente impraticável, tais como locais em que se exige
travessias marítimas muito extensas ou de grande profundidade.
48
O SISTEMA DE GNL
Porto de Carga
Gasoduto
Estação de
Liquefação
Produção de
Gás Natural
Gasoduto
Estação de
Regaseificação
Malha de
Distribuição
Porto de
Descarga
49
EMPREENDIMENTO PARA GNL – RESERVAS
Para viabilizar um empreendimento de produção de GNL é necessário dispor-se de
reservas de grande porte uma vez que os contratos de fornecimento devem ser
longos (20 anos ou mais) e as quantidades devem ser também grandes.
Condições comuns (exemplo):
a) Gás Natural produzido a baixo preço;
b) Gás Natural de boa qualidade para evitar-se custos adicionais elevados com
tratamento de contaminantes;
c) Proximidade de um porto de águas abrigadas para evitar-se o custo elevado de
transporte entre as estações de liquefação e o local de embarque do GNL;
d)
Contrato de fornecimento por 20 anos;
e) Fornecimento anual (exemplo);
Q= 7.106 ton/ano, de GNL = 9800.106 m³/ano,
o que equivale ao fornecimento diário de Q= 27.106 m³/dia
f)
Reservas (para um mínimo de 20 anos)
R= 200.109 m³
g) Custo do gás para um projeto de GNL.
Custo  US$ 1,00/milhões de btu
50
UNIDADE DE LIQUEFAÇÃO DE GÁS NATURAL
Gás Natural
(Gasoduto)
Unidade de
Tratamento de
Gás Natural
Retirada de:
 Condensado
 Impurezas
Trocador de calor
-161ºC
Navios
Tanques de
Armazenamento
51
A estação de liquefação deve ficar próxima a um posto de águas abrigadas com
lâminas d’água mínima de 14 metros.
A unidade de tratamento tem a finalidade de retirar o condensado e impurezas tais
como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água.
O processo incluía a separação do GLP que pode ser vendido separadamente ou
reinjetado no GNL.
O sistema de refrigeração é semelhante ao de um refrigerador comum e usa como
fluido refrigerante uma mistura de metano, etano e propano.
A temperatura de liquefação do GNL situa-se em torno de –161ºC.
O custo de uma unidade de liquefação de GNL situa-se em cerca de US$ 250,00/
tonelada de capacidade anual. Uma unidade para liquefazer anualmente 7 milhões de
tonelada custaria cerca de U$ 1,75 bilhões, com a inclusão de facilidades portuárias.
É necessária uma área de 400 000 m2 para as instalações de uma planta de
liquefação de gás natural.
Outra exigência é uma razoável distância de comunidades próximas pois a planta é
muito ruidosa.
52
NAVIOS PARA TRANSPORTE DE GNL
O transporte de GNL da estação de liquefação aos pontos de regaseificação é feito
em navios construídos especificamente para esta atividade.
Trata-se de navios com tanques isoladas que transportam o GNL a –161ºC.
Não possuem equipamento para a refrigeração durante a viagem.
Normalmente utilizam o gás natural como combustível.
Uma parte da carga retorna ao porto de origem para manter os tanques refrigerados.
Existem dois tipos básicos de navios, os que armazenam o gás em reservatórios
esféricos e os que possuem tanques com a disposição convencional.
Existem hoje no mundo cerca de 100 navios para o transporte de GNL com
capacidade média de transporte entre 55 a 60 mil toneladas (equivalentes a 77 a 84
milhões de m³ de gás natural).
Estes navios tem sido construídos no Japão, Finlândia, Itália, França e Coréia do Sul,
e custam em média cerca de US$ 225 milhões.
53
ESTAÇÃO DE REGASEIFICAÇÃO
A estação de regaseificação deverá ficar ao lado de um cais de águas profundas e
abrigadas.
É composta de tanques de
equipamentos complementares.
armazenamento
de
GNL,
regaseificadores
e
Os tanques de armazenamento devem ter capacidade para conter pelo menos a
carga de 1 navio (aproximadamente 135 000m³) ou mesmo valores muito maiores.
A fonte quente do regaseificador pode ser a água do mar ou vapor, quando houver
uma termoelétrica nas proximidades.
A energia da expansão do GNL ao se vaporizar poderá ser usada para adicionar
alguma potência as turbinas de compressão das termelétricas.
Há possibilidade também da utilização do frio produzido no regaseificador para a
indústria alimentícia.
O custo de uma instalação para regaseificação depende da capacidade, do porte das
instalações portuárias e de armazenamento de GNL.
No nosso exemplo de uma instalação de 7 milhões de toneladas por ano, os custos
de investimento seriam de pelo menos US$ 1 bilhão
54
TERMINAL DE REGASEIFICAÇÃO
Vent
Recondensador
Gás Natural
Revaporizado
Vapor
Água
quente
Vapor
Líquido
Cais
Medição
Vapor
Compressor
M
GNL
Água fria
Tanques de
Armazename
nto de GNL
Regaseificador
Bomba de baixa
pressão
C-8.5
Bomba de
alta pressão
55
CUSTOS APROXIMADOS DE UMA INSTALAÇÃO DE GNL
Não incluídos os custos da unidade produtoras de gás natural e das redes de
distribuição teremos os seguintes valores estimados para um sistema de GNL, para
movimentação de 7 milhões de toneladas por ano:
Unidade de liquefação
US$ 1,75 bilhões
8 navios para o transporte
US$ 2,00 bilhões
Unidade de regaseificação
US$ 1,00 bilhão
Total
US$ 4,75 bilhões
(OBS.: Instalação para fornecimento de 27 milhões de m³/dia)
56
MERCADO DE GNL
O grande consumidor mundial de GNL é o Japão, que pressionado pela pouca oferta
interna de energia consome cerca de 48 milhões de toneladas por ano, o que
representa cerca de 60% da produção mundial (82,5 milhões de toneladas/ano).
A seguir vem a Coréia com 8 milhões/ano e depois o Taiwan com um consumo de 4
milhões/ano.
Ao todo o mercado asiático consumiu cerca de 62 milhões de toneladas em 1998 e
deverá expandir-se até 100 milhões, até o ano 2010.
A Europa consome menos de 20 milhões, a preços menores e esta demanda não
deverá crescer.
No Brasil existem projetos para instalações em Suape (PE) e Pecém (CE), o primeiro
envolvendo a PETROBRAS e Shell e o segundo a British Gas e a Amoco.
Quanto produção de GNL, as maiores capacidades estão concentradas na Argélia e
Líbia, no norte da África e está sendo aumentada com novas unidades em construção
na Nigéria e em Trinidad.
O mercado de GNL apresenta preços muito variados sendo mais caro no Japão,
Coréia e Taiwan, seguindo-se a Europa (menos 25%) e os Estados Unidos (menos
50%).
57