UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA
MESTRADO PROFISSIONAL EM
GERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS
AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO
JOSÉ AUGUSTO OLIVEIRA
OTIMIZAÇÃO AMBIENTAL DE UM SISTEMA DE
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO BASEADA EM
CRITÉRIOS DE PRODUÇÃO MAIS LIMPA
ESTUDO DE CASO
SALVADOR
2006
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
JOSÉ AUGUSTO OLIVEIRA
OTIMIZAÇÃO AMBIENTAL DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
BASEADA EM CRITÉRIOS DE PRODUÇÃO MAIS LIMPA–ESTUDO DE CASO
Dissertação de mestrado apresentada ao Curso de
Mestrado do Programa de Pós Graduação em
Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no
Processo Produtivo.
Orientador: Prof.
Pacheco Filho
Salvador
2006
José Geraldo de Andrade
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em critérios de PmaisL
O482o Oliveira, José Augusto
Otimização ambiental de um sistema de produção de petróleo baseada em
critérios de Produção Mais Limpa. /José Augusto Oliveira---Salvador-Ba, 2005.
222p. il.color
Orientador: Prof. Dr. José Geraldo de Andrade Pacheco Filho
Dissertação (Mestrado em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no
Processo Produtivo - Ênfase em Produção Limpa) - Departamento de
Engenharia Ambiental Universidade Federal da Bahia, 2005.
Referências e Apêndices.
1. Indústria Petroquímica – Aspectos Ambientais. 2. Prevenção da
Poluição 3. Eficiência industrial I. Universidade Federal da Bahia. Escola
Politécnica. II. Pacheco Filho, José Geraldo de Andrade. III. Título
CDD 661.804
iii
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em critérios de PmaisL
iv
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em critérios de PmaisL
Agradecimentos
À minha esposa e companheira, Marilene, pela compreensão e tranqüilidade com que
atravessou esses longos meses de clausura doméstica, principalmente, nos fins de semana e
também por aturar e ajudar a reduzir o meu estresse.
Às minhas filhas, Raissa e Ádria, que mesmo na adolescência conseguiram ter
sabedoria para resignarem-se pela ausência temporária do pai e amigo...
Aos meus pais, João Batista e Antonia Maura, pelo apoio e estímulo sempre prestados
nos meus estudos.
Ao professor José Geraldo pela orientação na elaboração do trabalho e apoio moral
nas horas difíceis.
A todos os amigos que souberam entender as dificuldades para a travessia desse
turbilhão acadêmico...
À PETROBRAS/Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia, não apenas
pelos recursos dispendidos nessa jornada, mas principalmente pela disponibilização de suas
instalações e de seu corpo técnico para a realização desse estudo.
A toda equipe da Estação B pelas preciosas informações prestadas e ainda pela cordial
acolhida em todo período.
v
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em critérios de PmaisL
RESUMO
A crescente pressão da sociedade por um meio ambiente preservado associada aos efeitos
danosos da emissão de gases de efeito estufa ao clima do planeta têm colocado a indústria do
petróleo sob os holofotes da opinião pública mundial, compelindo-a a buscar alternativas para
melhorar a gestão ambiental dos seus processos, reduzindo a sua emissão de resíduos. Nesse
cenário, a otimização do uso de recursos naturais e a minimização dos resíduos gerados nos
processos produtivos - elementos essenciais da Produção Mais Limpa (PmaisL)- permitem o
aumento da eficiência econômica, da competitividade e da lucratividade das empresas. Para
tanto o uso equilibrado dos recursos da Terra pelas empresas- exigência da sociedade- requer
constantes avaliações dos processos produtivos baseadas nos critérios da PmaisL, pois esta é
reconhecida ferramenta para o desenvolvimento sustentável. Este trabalho desenvolve uma
metodologia para a otimização ambiental de um processo produtivo utilizando os critérios da
PmaisL e apresenta uma aplicação desta ferramenta através de avaliação de um sistema de
produção de petróleo. Em sua elaboração foram analisadas diversas metodologias disponíveis,
como também foi estudado o processo de produção de petróleo de uma maneira mais
detalhada. A análise das operações e procedimentos existentes, visando a conservação de
energia e a redução da geração de resíduos, permitiu a revisão das tarefas realizadas no
processo. Na realização da avaliação do processo produtivo foram elaborados fluxogramas
nos diversos níveis, identificadas as tarefas/atividades críticas, realizados os balanços de
massa e energia, incluindo-se dados de consumo de vapor e aditivos químicos, e, foram
criados de indicadores de performance para consumo de insumos e geração de resíduos, a fim
de que o trabalho contemplasse as propostas de PmaisL com posterior avaliação técnica
econômica e ambiental. As melhores oportunidades identificadas nesta avaliação foram:
recuperação do óleo da borra de fundo de tanque; utilização de resíduos oleosos de produção
de petróleo para a fabricação de blocos cerâmicos; instalação de recuperador de condensado
de vapor; instalação de recuperador de vapor de hidrocarboneto no tanque lavador; redução da
faixa de controle de temperatura no tanque lavador; instalação de válvula moduladora no
tanque lavador. Essas propostas podem levar a um beneficio econômico anual aproximado de
R$ 940.000,00.
vi
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em critérios de PmaisL
ABSTRACT
The growing pressure of society towards a preserved environment, together with the negative
impact of the greenhouse gas emission on the planet’s climate, has put the petroleum industry
under the holophotes of the world’s public opinion. Therefore that industry has been
compelled search for alternatives to improve the environmental management of productive
processes, reducing wastes. In that scenery the optimization of the natural resources use and
the minimization of the produced waste, which are essential elements of the cleaner
production concept, contribute to the improvement of the enterprises economic efficiency,
competitiveness and profitability. The well-balanced use of the Earth’s resources by the
enterprises, which is a growing need of the society these days, requires frequent evaluations
of the productive processes based on the cleaner production concept, as this is considered an
important tool for the sustainable development. This research developed a methodology for
environmental optimization of productive process, using the criterion of cleaner production
and presents a petroleum production system evaluation using the same tool. To make real this
research several cleaner production methodologies were investigated and the petroleum
productive process was studied in a detailed way. The analysis of the operations and the
existent procedures aiming the energy conservation and the reduction waste production
permitted a review of all tasks during the process. For evaluation of productive process some
flowcharts were made in different levels, critical activities were identified. The mass and
energy balances were made including steam and chemical additives and also establishing
performance indicators of raw material and waste products. The conclusion of this research
brings some cleaner production propositions with technical, economic and environmental
evaluation. The best opportunities identified were: a) Oil recovery in sludge oily of bottom
tank; b) Use of oil sludge at manufacturing bricks industry; c) condensed steam recovery
installation; d) hydrocarbon emissions recovery in the storage tanks; e) reduction on the
temperature control range in the wash tank; f) modulating valve installation in the wash tank.
These proposals can lead to an yearly economic benefit close to US$ 340,000.00.
vii
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
9
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS......................................................................................................12
LISTA DE QUADROS....................................................................................................14
LISTA DE TABELAS .....................................................................................................15
LISTA DE SIGLAS e ABREVIATURAS ........................................................................16
1. INTRODUÇÃO .........................................................................................................19
1.1 OBJETIVO.................................................................................................................................................. 24
2. REFERENCIAL TEÓRICO.......................................................................................25
2.1–RELAÇÃO ENTRE PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA ............................ 27
2.2 FERRAMENTAS DA PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA. ......................... 29
2.2.1 Mudanças nos insumos......................................................................................................................... 32
2.2.2 Mudanças tecnológicas......................................................................................................................... 33
2.2.3 Boas práticas operacionais “Good housekeeping” ............................................................................... 33
2.2.4 Mudanças nos produtos ........................................................................................................................ 34
2.2.5 Regeneração/reuso................................................................................................................................ 35
2.2.6 Recuperação ......................................................................................................................................... 35
2.3 METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL ................................................................................ 36
2.4 ETAPAS DA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL.......................................................... 40
2.4.1 Pré-avaliação - coleta de informações .................................................................................................. 42
2.4.2 Construção do diagrama de fluxo ......................................................................................................... 44
2.4.3 Balanço de massa e energia .................................................................................................................. 46
2.4.4 Seleção do foco e priorização de processos;......................................................................................... 47
2.4.5 Estabelecimento de indicadores............................................................................................................ 48
2.4.6 Determinação dos custos das perdas..................................................................................................... 50
2.4.7 Identificação das causas de geração de resíduos .................................................................................. 51
2.4.8 Gerando as propostas de PmaisL.......................................................................................................... 53
2.4.9 Avaliação técnica ambiental e econômica ............................................................................................ 54
3. REVISÃO DA LITERATURA ...................................................................................56
3.1 SISTEMA DE GESTÃO AMBIENTAL..................................................................................................... 57
3.2 PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ........................................................ 58
3.3 PROCESSO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO........................................................................................ 68
3.3.1 Coleta de Petróleo................................................................................................................................. 68
3.3.2 Separação de Fases do Petróleo............................................................................................................ 73
3.3.3 Tratamento da Água Produzida ............................................................................................................ 79
3.3.4 Armazenamento do Óleo ...................................................................................................................... 81
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
10
3.3.5 Geração e Distribuição de Vapor.......................................................................................................... 85
4. METODOLOGIA ......................................................................................................93
5. RESULTADOS E DISCUSSÃO ...............................................................................96
5.1 PRÉ –AVALIAÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO ............................................................................. 97
5.1.1 Descrição do processo produtivo.......................................................................................................... 98
5.1.2 Questões gerais do processo produtivo............................................................................................... 115
5.1.3 Questões específicas do processo. ...................................................................................................... 116
5.1.4 Maiores consumidores de energia e geradores de resíduos. ............................................................... 117
5.1.5 “Lay-out” das instalações. .................................................................................................................. 118
5.2 CONSTRUÇÃO DO DIAGRAMA DE FLUXO...................................................................................... 119
5.3 BALANÇO DE MASSA E ENERGIA ..................................................................................................... 122
5.3.1 Balanço de massa e energia global. .................................................................................................... 123
5.3.2 Balanço de massa e energia intermediário.......................................................................................... 125
5.3.3 Balanço de massa específico. ............................................................................................................. 131
5.3.4 Análise das tarefas críticas. ................................................................................................................ 131
5.4 DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS DAS PERDAS................................................................................. 144
5.4.1 Cálculo de perda pela geração de resíduos oleosos. ........................................................................... 144
5.4.2 Cálculo do custo da perda de COV para atmosfera. ........................................................................... 145
5.4.3 Cálculo do custo de calor perdido na Estação B................................................................................. 146
5.5 SELEÇÃO DO FOCO E PRIORIZAÇÃO DE PROCESSO .................................................................... 150
5.6 ESTABELECIMENTO DE INDICADORES........................................................................................... 152
5.7 ANALISE DAS RAÍZES DAS CAUSAS ................................................................................................ 154
5.7.1 Causas da geração de resíduos oleosos............................................................................................... 154
5.7.2 Causas da perda de vapor. .................................................................................................................. 157
5.7.3 Causas da perda de calor. ................................................................................................................... 158
5.8 GERANDO AS PROPOSTAS DE PmaisL............................................................................................... 160
5.8.1–Práticas operacionais. ........................................................................................................................ 161
5.8.2–Mudanças tecnológicas...................................................................................................................... 161
5.8.3–Regeneração/reuso dentro da indústria.............................................................................................. 162
5.8.4–Recuperação de energia fora da indústria. ......................................................................................... 162
5.9 AVALIAÇÃO TÉCNICA AMBIENTAL E ECONÔMICA .................................................................... 163
5.9.1–Avaliação global das propostas de PmaisL. ...................................................................................... 194
6. CONCLUSÕES E SUGESTÕES ...........................................................................197
7. REFERÊNCIAS......................................................................................................200
APÊNDICE...................................................................................................................216
A-1- Calor específico de soluções de Cloreto de Sódio .................................................................................. 216
A-2-Temperatura dos tanques da Estação medida em dias variados ao longo do ano 2004............................ 217
ANEXOS ......................................................................................................................218
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
11
Anexo 1-Densidade de soluções de Cloreto de Sódio ..................................................................................... 218
Anexo 2-Perda de vapor através de orifício..................................................................................................... 218
Anexo-3-Avaliação de aspectos e impactos da Estação retirado de SMS-NET 2004 ..................................... 219
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
12
LISTA DE FIGURAS
Figura 1-Gerenciamento de resíduos - hierarquia de prioridades.
30
Figura 2-Técnicas de prevenção da poluição.
31
Figura 3-Prioridades para minimização de resíduos no processo.
32
Figura 4-Etapas da Metodologia de PmaisL do UNEP.
37
Figura 5-Etapas para implementação de um programa de PmaisL do CNTL
38
Figura 6-Etapas da Metodologia de PmaisL do CEBDS.
39
Figura 7-Comparação entre as metodologias de PmaisL:Principais etapas
41
Figura 8-Fluxograma de processos nível 1.
44
Figura 9-Mapeamento de processo USEPA.
45
Figura 10-Diagrama da cebola.
48
Figura 11-Caracterização de um processo por meio de diagrama de causa e efeito.
52
Figura 12-Gráfico esquemático viscosidade x temperatura.
70
Figura 13-Processo de medição de vapor-Desenho esquemático
72
Figura 14-Separador gás-líquido-Desenho esquemático.
74
Figura 15-Pirâmide da PmaisL
97
Figura 16-Fluxograma de processo da estação B.
98
Figura 17-Gráfico de temperatura média das chaminés das caldeiras.
106
Figura 18-Gráfico de pressão média do vapor nas caldeiras.
107
Figura 19-Gráfico de pressão média do vapor na caldeira agosto 2004
108
Figura 20-Consumo de gás natural da Estação B
110
Figura 21-Consumo de água para a geração de vapor da Estação B
110
Figura 22-Gráfico de setores apresentando os resíduos gerados no Pólo de
114
Produção A
Figura 23-Diagrama de fluxo da produção do petróleo.
119
Figura 24-Diagrama de fluxo da estação B.
121
Figura 25-Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de massa.
121
Figura 26-Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de energia.
122
Figura 27-Balanço global do processo de produção
124
Figura 28-Balanço energético global do processo de produção
125
Figura 29-Balanço material do processo de coleta de óleo por carreta
126
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
13
Figura 30-Balanço energético do processo de coleta de óleo por carreta
127
Figura 31-Balanço material do processo de separação óleo água
128
Figura 32-Balanço energético do processo de separação óleo água.
129
Figura 33-Balanço material do processo de armazenamento de petróleo
130
Figura 34-Balanço energético do processo de armazenamento de petróleo
130
Figura 35-Balanço de massa específico para a drenagem de água livre
131
Figura 36-Fluxograma detalhado da coleta de petróleo por carreta.
134
Figura 37- Fluxograma detalhado do processo de geração de distribuição de vapor
140
Figura 38-Fluxograma detalhado do processo de separação óleo- água.
142
Figura 39-Fluxograma detalhado do processo de armazenamento do petróleo.
143
Figura 40-Causas para a geração de borra no tanque de armazenamento.
155
Figura 41-Causas para a geração de borra de fundo de tanque lavador.
156
Figura 42-Causas para a perda de vapor no tanque lavador.
157
Figura 43-Causas para a geração de borra no descarregamento de carretas.
158
Figura 44-Causas para a geração de energia no armazenamento de óleo.
159
Figura 45-Sistema de recuperação de condensado para a Estação B-Desenho
178
esquemático.
Figura 46-Sistema de recuperação de COV no tanque lavador- Desenho
188
esquemático.
Figura 47- Sistema de recuperação de COV no tanque de armazenamentoDesenho esquemático.
191
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
14
LISTA DE QUADROS
Quadro 01-Indicadores de Produção Limpa
49
Quadro 02 Oportunidades de melhoria de performance para um sistema de
66
geração de vapor.
Quadro 03-Pontos de perdas em caldeira
87
Quadro 04-Matriz de priorização de processos.
151
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
15
LISTA DE TABELAS
Tabela 01-Indicadores de eficiência de processo –(OGP 2003)
49
Tabela 02-Coeficientes globais de transferência de calor para tanques de petróleo.
83
Tabela 03-Carretas recebidas na Estação B.
100
Tabela 04- Temperaturas máximas medidas no tanque de emulsão
101
Tabela 05-Cálculo de consumo de vapor no tanque de emulsão
102
Tabela 06- Volumes de óleo produzido na estação B
103
Tabela 07- Qualidade de óleo produzido na estação B
103
Tabela 08-Volumes de água injetada e teor de óleos e graxas na Estação B
104
Tabela 09- Temperaturas medidas no tanque lavador
104
Tabela 10- Consumo de combustível nas caldeiras da Estação B. .
109
Tabela 11- Consumo de energia da Estação B.
109
Tabela 12- Consumo anual de aditivos Estação B
111
Tabela 13- Estimativa de emissão de COV nos tanque da Estação.
113
Tabela 14 - Perdas de óleo nas instalações da Estação B
116
Tabela 15- Consumo energético de vapor por equipamento
117
Tabela 16- Resíduos gerados na limpeza de tanques-Estação B.
118
Tabela 17- Tempo de aquecimento de carretas recebidas na Estação B
136
Tabela 18-Medição de vazão de vapor na descarga de carretas
136
Tabela 19- Consumo de vapor para o descarregamento de carretas
137
Tabela 20- Temperatura de óleo saindo do poço e descarregando na Estação
137
Tabela 21- Consumo de vapor descarga de carretas do poço FE-XII
138
Tabela 22-Custo para gerenciamento de resíduos oleosos da Estação.
144
Tabela 23-Custo para gerenciamento de COV
145
Tabela 24-Custo para gerenciamento de perda de condensado
147
Tabela 25 - Custo para gerenciamento de perda de calor no armazenamento
147
Tabela 26-Custo de gerenciamento de perda por vazamento em linha
148
Tabela 27-Custo para gerenciamento de perda de calor tanque de emulsão
149
Tabela 28 –Matriz de Custo x processo das perdas.
149
Tabela 29–Indicadores de PmaisL na Estação B
152
Tabela 30–Indicadores comparativos da Estação B
153
Tabela 31–Priorização das propostas de PmaisL em função do beneficio econômico
195
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
16
LISTA DE SIGLAS e ABREVIATURAS
A
Área
ANP
Agência Nacional do Petróleo
API
Instituto Americano do Petróleo
Btu
Unidade térmica britânica
Bbl
Barril
BS&W
Sedimentos básicos e água
CEBDS
Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável
CECP
Centro de Excelência em Produção Mais Limpa da Universidade de Curtin
CCME
Conselho Canadense de Ministros de Meio Ambiente
CNTL
Centro Nacional de Tecnologias Limpas
CONAMA
CRA
Conselho Nacional de Meio Ambiente
Centro de Recursos Ambientais
Cc
Custo com combustível para produção do vapor
Ca
Custo da água consumida para produção do vapor
Cta
Custo do tratamento da água de alimentação da caldeira
Ceb
Custa da energia para bombeamento da água
Cec
Custo da energia para insuflar ar de combustão
Cda
Custa da água de descarga da água salina para o esgoto
Cdc
Custo de descarte das cinzas
Ce
Controle das emissões ambientais
Cm
Custo com materiais de manutenção e mão-de-obra
CG
Custo de geração do vapor em Dólar americano por mil libras (US$/1000lb).
COV
Compostos Orgânicos Voláteis
Cpa
Calor específico da água produzidao
Cp
Calor específico
Cpp
Calor específico do petróleo
CSA
Custo da situação atual
CSE
Custo da situação esperada
DOE
Departamento de Energia dos Estados Unidos
Eac
Energia acumulada no sistema.
Ee
Energia transferida para o sistema;
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Et
Energia transferida do sistema;
Hv
Entalpia do vapor
HAA
Entalpia da água de alimentação
Hsv
Entalpia especifica de evaporação a 65psia
INMETRO
Instituto Nacional de Metrologia Normalização e Qualidade Industrial
IR
Investimento realizado
K
Coeficiente de transmissão de calor de uma serpentina
m
Massa do produto
mfl
Massa do fluido em aquecimento
Me
Massa entrando no sistema;
Ms
Massa saindo do sistema;
Mac
Massa acumulada dentro de um sistema
OGP
Associação dos Produtores de Óleo e Gás com sede em Londres
PmaisL
Produção Mais Limpa
PCS
Poder calorífico superior
Pc
Preço do combustível
P2 ou 2P
Prevenção da Poluição
Qt
Quantidade de calor transferida por unidade de tempo
Qv
Vazão de vapor
Q2
Quantidade de calor
RRC
Comissão de Estradas de Ferro do Texas (Órgão de controle ambiental)
SIGRE
Sistema de Gerenciamento de Resíduos
SIGEA
Sistema Informatizado de Gerenciamento de Emissões Atmosféricas.
TF
Temperatura final
TI
Temperatura inicial
T sa
Temperatura da superfície de aquecimento
To
Temperatura do óleo
TPH
Hidrocarbonetos totais de petróleo
TRI
Tempo de retorno do investimento.
17
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
U
Coeficiente de global de transmissão de calor
UNCED
Conferência das Nações Unidas para o Meio Ambiente e Desenvolvimento
UNEP
Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente
UNIDO
Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial
USEPA
Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos
V
Velocidade de queda das partículas relativa ao líquido.
∆ρ ao
Densidade diferencial entre a água e o óleo
D
Diâmetro das partículas de água.
µo
Viscosidade dinâmica do óleo
ηc
Eficiência total da caldeira (fração)
3P
(Prevenção da Poluição se Paga)
18
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
19
1. INTRODUÇÃO
Para alguns, a noção de desenvolvimento da indústria de óleo e gás dentro do
contexto de sustentabilidade é uma contradição. Para outros, a idéia provê uma
oportunidade para diálogo, consenso e criatividade. (OGP 2002, p 3, tradução nossa)
O conhecimento técnico e científico tem sido reconhecido como um dos principais
pilares da sociedade humana e elemento fundamental para a exploração dos recursos naturais,
pois este permite harmonizar a produção de bens e serviços com mínimo impacto ao meio
ambiente: produzir mais com menos. Como este conhecimento está em constante evolução,
bem como é notória a exigência da sociedade por melhoria da qualidade ambiental, conforme
reconhece Nobre (2000, p. 10, tradução nossa) afirmando que:
“...cidadãos comuns de países industrializados e não industrializados reconhecem,
cada vez mais, a importância de um convívio adequado das atividades humanas com
o meio ambiente, por isso pressionam governos e agências ambientais por um maior
controle da poluição”.
Assim torna-se primordial que as organizações incorporem novos conhecimentos, o
que pode ser feito avaliando os seus processos produtivos e atualizando-os tecnologicamente,
de modo a atender as demandas sociais por uma melhoria ambiental.
Embora há muito tempo seja reconhecida a importância da tecnologia para o
desenvolvimento de uma sociedade, apenas nos anos 60 (sessenta) a preocupação com o meio
ambiente tornou-se um conceito popular entre as nações industrializadas. Nesse período os
cientistas começaram a expressar o seu interesse por assuntos como a poluição e a depleção
de recursos ambientais de acordo com o Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente,
em língua inglesa- “United Nations for Environmental Program” (UNEP 2003). A crescente
demanda social pelas questões ambientais foi causada pelo aumento da pressão sobre os
recursos da Terra e pela poluição gerada por resíduos oriundos dos processos industriais.
Tecnologia e meio ambiente tornaram-se assuntos convergentes para o desenvolvimento
sustentável, pois este somente pode ser alcançado com a otimização de uso de recursos
naturais e com a minimização de resíduos gerados, ou seja: pela (PmaisL). A Organização
para o Desenvolvimento Industrial das Nações Unidas- “United Nations for Industrial
Development Organizations” UNIDO (2002), reconhece que esta prática é uma ferramenta
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
20
para as formas sustentáveis de desenvolvimento econômico de uma sociedade, porque pode
proteger o meio ambiente e a saúde humana, e ainda melhorar a eficiência econômica, a
competitividade e a lucratividade.
A avaliação dos processos e instalações industriais, utilizando os critérios da PmaisL,
pode identificar perdas e ineficiências, a serem corrigidas na fonte, de forma a evitar que se
transformem em impactos ambientais. Isto significa corrigir o próprio processo de produção,
(PORTER E VAN DER LINDE 1995; KIPERSTOCK 1999).
É fato que a geração de resíduos nas atividades produtivas e sua fuga para o meio
ambiente é um dos principais causadores de impacto ambiental e um grande fator de
desequilíbrio social; haja vista a crescente contaminação de corpos hídricos por resíduos
industriais ou mesmo a contaminação da atmosfera pela emissão de gases tóxicos ou que
causam danos ao meio ambiente (a exemplo do dióxido de carbono, um dos causadores do
efeito estufa).
Segundo Mizsey (1994, p 1) resíduo é “... qualquer material ou energia entrando no
processo que não é incorporado ao produto final desejado”. Compartilhando esse conceito;
Furtado, Silva e Margarido (2003), com uma visão sistêmica das atividades econômicas,
representam os resíduos por quaisquer restos e efluentes dos processos de produção:
subprodutos não utilizáveis, no todo ou em parte. Nesse contexto, os resíduos são
identificados como o problema central dos impactos ambientais e devem ser um dos
principais orientadores para a excelência ambiental das organizações (FERNANDES, ET AL
2001).
Porter e van der Linde (1995) utilizaram o conceito de resíduos não apenas para as
saídas, mas também para as entradas do processo e propuseram que a poluição e os resíduos
são produtos de uma baixa eficiência no aproveitamento dos recursos naturais, traduzindo a
idéia na seguinte equação matemática :
POLUIÇÃO = INEFICIÊNCIA
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
21
Assim a geração de resíduos, em seu sentido mais amplo, é entendida como a
utilização incompleta de materiais e o pobre controle do processo.
Nesse sentido, Kiperstok (1999, p.45), afirma que “é necessário evoluir das práticas de fim de
tubo para as de prevenção da poluição”. É preciso estabelecer novas concepções nos processos
industriais que eliminem a geração de resíduos, atacando o problema na fonte. A Produção
Mais Limpa representa esse novo paradigma para equacionar o problema da poluição, visto
que transfere o cerne da questão para o interior do processo produtivo, conforme pode ser
entendido pelo próprio conceito da técnica:
“A Produção Mais Limpa significa a aplicação contínua de uma estratégia
econômica, ambiental e tecnológica integrada aos processos e produtos, a fim de
aumentar a eficiência no uso de insumos e a minimização de resíduos gerados”.
(UNEP, 1996).
A melhoria ambiental e a competitividade andam juntas, já que geração de resíduos
implica em: custos adicionais devido à perda de matéria-prima e energia; em tratamento e
disposição final e em gastos com multas por não atendimento à legislação. Tais custos
reduzem a competitividade da empresa e colocam em risco a sua sobrevivência. A geração de
resíduos, portanto, se constitui em um efeito indesejado da atividade produtiva.
A avaliação dos processos, baseada nos critérios da PmaisL, utiliza ferramentas capazes de
identificar as perdas otimizando o consumo de matérias-primas, energia e demais insumos,
conduzindo a empresa a um maior conhecimento do seu processo industrial. Isso promove o
desenvolvimento de um sistema econômico e ambientalmente mais eficiente, com a
eliminação de desperdícios, a redução de resíduos e emissões, a minimização dos passivos
ambientais e a redução dos custos de gerenciamento-Centro Nacional de Tecnologias Limpas
(CNTL 2003).
A indústria do petróleo é um dos principais segmentos da economia mundial e
reconhecidamente causadora de impactos ambientais, sendo os de maior significância
associados à liberação de resíduos para o meio ambiente. (RAMNATH E DYAL, 2001).
Mesmo considerando todos os seus benefícios econômicos é importante a atuação desse
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
22
segmento minimizando a sua geração de resíduos e os conseqüentes impactos ao meio
ambiente.
A indústria de óleo e gás permanecerá sendo a maior componente da matriz energética
mundial por vários anos, até que fontes de energia alternativas se tornem disponíveis e viáveis
economicamente. Durante este período de transição, esse segmento tem importante papel no
gerenciamento de suas operações, de modo a reduzir suas perdas e impactos ambientais e
ainda prover energia a custos razoáveis. (ARSCOTT 2003).
Dados apresentados pelo Ministério da Minas e Energia (2003), referentes ao ano de
2002 para o Brasil, mostram que essa atividade respondia por 43,1% da Matriz Energética
Nacional, equivalente a 1.449.000 bbl/dia (Petróleo e Gás Natural). Assim o petróleo e o gás
natural continuarão sendo, pelo menos nas próximas décadas, um importante segmento
energético nacional. A PmaisL certamente contribuirá para o prolongamento da vida dessa
atividade produtiva, com a redução dos impactos através da minimização dos resíduos
gerados e conseqüente aumento da eficiência no uso dos recursos naturais.
Wojtanowicz (1991) afirmou que o controle ambiental emergiu das atitudes da
indústria como resultado da elevação dos custos para disposição de resíduos. E que os custos
de gerenciamento têm crescido rapidamente em resposta ao aumento de volume dos resíduos
oleosos. Por fim concluiu que o aumento de volume de resíduos gerados, não está associado
ao aumento da produção, e sim às regulamentações mais restritivas.
O segmento de Exploração e Produção de petróleo, internacionalmente conhecido
como E&P, é o responsável pelo início da cadeia produtiva da indústria do petróleo,
especificamente pela identificação e mapeamento dos reservatórios produtores até a entrega
do óleo para o refino. No Brasil, este segmento representado pelas Unidades de E&P da
Petróleo Brasileiro S.A.- PETROBRAS, apesar da redução da geração de resíduos imposta
por medidas de controle e adequação às restrições legais–ainda gera consideráveis volumes de
resíduos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
23
A Unidade de Negócio de E&P, na Bahia - mesmo investindo na modernização de
suas instalações, em procedimentos operacionais, adoção de sistemas de gestão padronizados
conforme a norma (NBR ISO–14000), manutenção de dutos e automação – ainda gera
considerável montante de resíduos oleosos, sendo contabilizado entre 500t e 800 t por mês,
segundo dados obtidos do sistema informatizado de gerenciamento de resíduos medidos
durante o período de 1998 a 2003. (PETROBRAS 2004a).
As instalações de produção de petróleo, apesar se sua simplicidade, envolvem
consideráveis volumes de processamento e armazenamento, ficando sujeitas a perdas de
insumos, especialmente as Unidades terrestres mais antigas. Assim, a avaliação dessas
instalações de produção de óleo e gás com enfoque na PmaisL torna-se importante para
reduzir a geração de resíduos e melhorar a eficiência do processo com aumento de sua
competitividade.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
24
1.1 OBJETIVO
O objetivo deste trabalho é desenvolver uma metodologia para otimização ambiental
de um sistema de produção de petróleo, utilizando os critérios de produção mais limpa, e
aplicar esta ferramenta na unidade industrial Estação B, localizada na Bacia sedimentar do
Recôncavo – Estado da Bahia, propondo medidas para a redução do consumo de insumos e da
geração de resíduos.
Como objetivos específicos propõem-se:
1. Identificar os processos críticos da Estação sob os critérios da Produção mais Limpa.
2. Identificar os resíduos gerados e oportunidades de melhoria em cada etapa do processo
produtivo.
3. Estabelecer proposta de Produção mais Limpa para a redução de geração de resíduos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
25
2. REFERENCIAL TEÓRICO
Este trabalho está baseado nos princípios da Produção Mais Limpa e Prevenção da
Poluição (2P), que são práticas de minimização de emissões na fonte e redução de consumo
de matérias-primas e energia.
O UNEP (1996), define PmaisL como:
“A contínua aplicação de uma estratégia ambiental preventiva integrada aos
processos e produtos para reduzir riscos aos seres humanos e ao meio ambiente. Para
os processos de produção, a Produção Mais Limpa inclui a conservação de matériaprima e energia, eliminação de matérias-primas tóxicas, e redução na quantidade e
toxicidade de todas as emissões e resíduos antes deles deixarem o processo. Para os
produtos, a estratégia foca na redução de impactos ao longo de todo ciclo de vida do
produto, da extração da matéria-prima à última disposição do produto”.
Este conceito apresenta a essência da técnica de PmaisL que é o aumento da eficiência
do uso dos recursos naturais, a partir do processo produtivo; fonte da qual emanam os
impactos ambientais, os danos a saúde ou as perdas financeiras. A atuação nos processos
produtivos – utilizando as diversas ferramentas organizadas por Rittmeyer (1991), Hopper et
al (1994), UNEP (1996), La Grega, Buckingham e Evans (2001) – permite obter as melhorias
ambientais que, por serem resultados da minimização de perdas, trarão benefícios econômicos
como conseqüência.
Shen (1999) cita as várias iniciativas de empresas preocupadas com a redução da
geração de resíduos nos seus processos. Inicialmente o aspecto econômico, visando aumentar
a taxa de utilização da matéria-prima, era primordial. Posteriormente, o enfoque dado às
questões ambientais pela sociedade levou as empresas a se engajarem na prevenção da
poluição. A origem do termo “prevenção da poluição” remonta a 1976, quando o Dr. Joseph
Ling da Companhia 3M falou sobre o programa 3P (Prevenção da Poluição se Paga), durante
o primeiro Seminário para a Europa da Comissão Econômica das Nações Unidas, realizado
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
26
em Paris. Nesse mesmo ano as Nações Unidas lançaram os seus princípios de Prevenção da
Poluição. Neste sentido a PmaisL seria considerada uma evolução da 2P.
As tecnologias limpas ou mesmo as técnicas voltadas para a PmaisL adquiriram
impulso a partir do conceito de desenvolvimento sustentável, especialmente depois da decisão
do Conselho de Governo do UNEP, em 1989, que estabeleceu prioridade para as atividades
relacionadas com tecnologias de baixo resíduo, produção mais limpa, gerenciamento de
resíduos e política industrial. O direcionamento dado às tecnologias limpas começa a se
efetivar a partir de 1992, quando da realização da Conferência das Nações Unidas para o
Meio Ambiente e Desenvolvimento –“United Nations Conference on Environment and
Development”–UNCED, (CONFERÊNCIA RIO-92) a qual lançou a Agenda 21 e introduziu
os métodos de produção mais limpa, tecnologias de reciclagem e gerenciamento preventivo
para realizar o desenvolvimento sustentável.
A partir do entendimento de que a prevenção da poluição está associada à redução de
custos, como conseqüência da melhoria da produtividade; as empresas têm incorporado esta
estratégia ambiental à sua matriz de negócios. Por outro lado, a legislação ambiental tem sido
cada vez mais restritiva. Assim, o aumento da conformidade ambiental torna-se fundamental
para a imagem da empresa e a redução de seus custos. Esses dois itens do ambiente
empresarial são apontados como os principais elementos motivadores para a PmaisL. Centre
of Excellence in Clean Production.(CECP 2003)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
27
2.1–RELAÇÃO ENTRE PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA
A Prevenção da Poluição e a PmaisL são técnicas muito parecidas quanto as
ferramentas aplicadas para avaliação dos sistemas produtivos. Apesar dessas técnicas serem
consideradas iguais por alguns e diferentes por outros, há concordância que as ferramentas de
prevenção são as mesmas. A seguir estão transcritos alguns conceitos das duas técnicas.
Hopper et al (1994, p 187) definem prevenção da poluição como: “.. o uso de materiais,
processos, ou práticas que reduzem ou eliminam a criação de poluentes ou resíduos na fonte”
O Conselho Canadense de Ministros do Meio Ambiente (2003), em língua inglesa
“Canadian Council of Minister of the Environment”, utiliza um conceito bastante semelhante
e abrangente, defendendo que a Prevenção da Poluição é o uso de processos, práticas,
materiais e energia que evitam ou minimizam a criação de poluentes e resíduos.
O conceito de PmaisL apresentado pelo UNEP (1996), no item anterior, inclui um
nível de detalhamento que permite um entendimento da abrangência da técnica, sem no
entanto, perder o foco que é a eliminação das matérias–primas tóxicas e emissões.
O CNTL (2003, p7) utilizando o conceito desenvolvido pelo UNEP, considera a
PmaisL como:
“A aplicação continua de uma estratégia técnica, econômica e
ambiental integrada aos processos e produtos, a fim de aumentar a eficiência
no uso de matérias-primas, água e energia, através da não geração,
minimização ou reciclagem dos resíduos e emissões geradas, com benefícios
ambientais, de saúde ocupacional e econômicos ”.
A Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos foi pioneira na elaboração–
através do seu Escritório de Prevenção da Poluição “Pollution Prevention Office”, em nível
institucional– de um ensaio com a hierarquia das ações de prevenção da poluição; o que
culminou com a promulgação da Lei de Prevenção da Poluição “Pollution Prevention Act–
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
28
PPA” em 1990 pelo Congresso daquele país. A partir de então ocorreu a evolução da
metodologia e o seu detalhamento, estabelecendo assim uma seqüência de ações gerenciais e
técnicas.
A “United States Environmental Protection Agency” (USEPA) (2001 a) considera que
a 2P significa redução na fonte e outras práticas que reduzam ou eliminem a criação de
poluentes. Estas práticas envolvem um criterioso uso de recursos através da redução na fonte,
contemplando eficiência energética, reuso de matérias-primas e redução de consumo de água.
Prevenção da poluição e conservação de energia são atividades complementares. Ações que
conservam energia reduzem a quantidade de resíduos produzidos pelo processo de geração de
energia, e ações que reduzem a produção de resíduos tornam menores os gastos com energia
pelo manuseio e tratamento desses resíduos.
Apesar da ênfase adquirida no fim da década de 80 (oitenta), em função das Nações
Unidas, pode-se afirmar que a operacionalização do conceito de prevenção da poluição surgiu
a partir da própria indústria, quando se estabeleceu programas de minimização de resíduos.
O UNEP (1996) utiliza o termo PmaisL como sinônimo de 2P, registrando que a
distinção entre eles tende a ser apenas geográfica, pois o termo 2P é usado nos Estados
Unidos, enquanto PmaisL no resto do mundo. A PmaisL também é conhecida como
Minimização de Resíduos e Redução na Fonte.
A USEPA (2001b, p 23, tradução nossa), porém, afirma haver alguma diferença entre
os termos; “A Produção Mais Limpa foca no uso mais eficiente de recursos naturais. P2
procura a proteção de recursos naturais pela conservação”. O CECP (2003, p 17, tradução
nossa) apresenta idêntico entendimento: “a Produção Mais Limpa quando aplicada ao
processo é também conhecida como prevenção da poluição ou minimização de resíduos”.
As técnicas da PmaisL e 2P são realizadas pela aplicação de conhecimento, por
melhoria na tecnologia e, principalmente, por troca de atitudes, tendo forte concentração de
esforços na vertente gerencial e social da organização.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
29
2.2 FERRAMENTAS DA PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA.
A prevenção da poluição refere-se à eliminação, troca ou redução de práticas
operacionais que promovam descargas para o meio ambiente e está fortemente associada à
aplicação hierarquizada dos princípios de gerenciamento de resíduos: a conhecida técnica dos
3R’s (Reduzir, Reutilizar, Reciclar). Essa hierarquia de gerenciamento coloca uma seqüência
de opções. A primeira e preferida é a redução na fonte, considerada como qualquer atividade
que reduza ou elimine a geração de resíduos na fonte ou a liberação de um contaminante de
um processo. Reutilizar um produto traz como vantagem minimizar o uso de produto virgem.
A próxima opção é a reciclagem. Reciclar significa a recuperação de um constituinte
aproveitável de um resíduo para reuso, ou uso de um resíduo como substituto para um produto
comercial ou como produto para um processo industrial. As duas últimas e menos
recomendadas são o tratamento e a disposição final. Esses fundamentos de prevenção acima
citados devem ser considerados não apenas na operação das facilidades de produção, mas
também, na própria concepção do projeto dessas instalações.
Conceitualmente a PmaisL e a 2P abrangem uma infinidade de elementos sociais e
tecnológicos, passando pela componente gerencial, que devidamente aplicados às
organizações podem promover a redução de geração de resíduos nos processos industriais e a
otimização do uso de insumos. Nesse aspecto o CECP (2003) entende que a PmaisL é
realizada através de práticas de prevenção, quais sejam:
1–boas práticas operacionais;
2–substituição de insumos;
3–modificações tecnológicas;
4–modificações no produto;
5–reciclagem interna.
Rittmeyer (1991) logo após a promulgação da lei de prevenção da poluição dos
Estados Unidos – “Pollution Prevention Act” fez uma abordagem do assunto transcrevendo a
interpretação da lei e estabelecendo uma hierarquização das diversas ferramentas propostas,
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
30
desde a redução na fonte com os seus diversos elementos até a destinação final, passando pela
reciclagem, conforme mostrado na Figura 01, a seguir.
Redução da Fonte
A redução na fonte ou eliminação do resíduo dentro do processo.
Incluem as modificações no processo, substituição de matérias-primas, melhorias na matériaprima por purificação, melhorias no housekeeping e praticas de gerenciamento, aumento na
eficiência dos equipamentos e reciclagem dentro do processo.
Reciclagem
O uso ou reuso de resíduos perigosos como efetivo Substituto para um produto comercial ou
como um ingrediente ou insumo em um processo industrial. Este pode ocorrer na instalação
ou fora dela, e inclui a recuperação de frações usáveis dentro do resíduo. A retirada de
contaminantes do resíduo permite este ser utilizado como substituto de combustível ou
suplemento.
Separação e concentração do resíduo.
Troca do resíduo
Recuperação de energia e material
Tratamento do resíduo
Qualquer método, técnica, ou processo que troque as características físicas, químicas ou
biológicas de qualquer resíduo perigoso de modo que neutralize o resíduo, recupere energia ou
material, ou converta o resíduo em não perigoso ou menos perigoso, mais seguro para
gerenciar, mais estável para recuperar ou armazenar, ou reduzido em volume
Disposição
O descarte, deposição, injeção, lançamento no solo, derramamento, vazamento, ou colocação
do resíduo dentro ou sobre o solo ou água, de maneira que o resíduo, ou qualquer de seus
constituintes possa entrar no ar ou ser descarregado em qualquer água incluindo de subsuperficie.
Gerenciamento de resíduos-Hierarquia de Prioridade USEPA
Figura 01–Gerenciamento de resíduos – hierarquia de prioridades Rittmayer (1991)
Hopper et al (1994) e Shen (1999), ainda utilizando a lei da Prevenção da Poluição
como referência, mostraram, conforme Figura 02, a existência de várias trajetórias a serem
seguidas para a realização de um projeto de minimização de geração de resíduos. As técnicas
associadas à redução na fonte são as preferidas, pois contemplam a efetiva prevenção. Já as
técnicas de reciclagem, mesmo não eliminando a geração do resíduo, permitem que o mesmo
seja usado em outro processo ou atividade. A organização das ferramentas de prevenção da
poluição dada pelos autores é praticamente a mesma e tem sido utilizada por todas as
metodologias de PmaisL.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ALTAMENTE DESEJÁVEL
31
POUCO DESEJÁVEL
Ordem de aplicação
PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO
REDUÇÃO NA FONTE
MUDANÇAS
NO PRODUTO
RECICLAGEM INTERNA
E EXTERNA
MUDANÇAS
NO PROCESSO
ƒSubstituição
do produto
ƒConservação do
produto
ƒAlterações na
composição
MUDANÇA NOS
INSUMOS
ƒPurificação de materiais
ƒSubstituição de materiais
REGENERAÇÃO
E REUSO
RECUPERAÇÃO
ƒRetorno ao
processo original .
ƒSubstituto de
matéria-prima para
outro processo.
ƒProcessamento para
recuperação de
material.
ƒ Processamento
como sub-produto.
MUDANÇA NA
TECNOLOGIA
ƒMudanças no Lay-out
ƒMelhorias nos equipamentos
(Tubulação etc.)
ƒMaior automação
ƒ Mudanças nas condições
operacionais
ƒNovas Tecnologias
BOAS PRATICAS
OPERACIONAIS
ƒProcedimentos de
Manutenção de Operação
ƒPrevenção de perdas
ƒPraticas gerenciais
ƒSegregação de correntes e
de resíduos
ƒMelhorias no manuseio dos
materiais
ƒProgramação da produção.
ƒTreinamento
Figura 02–Técnicas de prevenção da poluição com base em (LA GREGA, BUCKINGHAM E
EVANS 2001; HOPPER et al 1994; SHEN 1999).
Neste modelo a ênfase está nas mudanças no produto e no processo, sendo seguidas
pelas mudanças tecnológicas e práticas operacionais. Assim, as possíveis tecnologias e/ou
atitudes gerenciais e técnicas, organizam-se da esquerda para a direita e de cima para baixo,
segundo sua importância ou prioridade de aplicação: quanto mais à esquerda ou mais no alto,
mais desejável é a atitude ou a tecnologia.
O UNEP (1996) organiza a PmaisL com o processo produtivo no centro, Figura 03,
circundado pelas ferramentas de prevenção da poluição ou minimização de resíduos, e
estabelece como critério o conhecimento detalhado das suas várias etapas, para então lançar
as opções de melhorias.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
2-MUDANÇAS NAS
TECNOLOGIAS
3-BOAS PRATICAS
PROCESSO
1-MUDANÇAS NAS
MATERIAS PRIMAS
32
4-MUDANÇAS NO
PRODUTO
5-REUSO DENTRO
DA INDUSTRIA
Figura 03– Prioridades para minimização de resíduos no processo. UNEP (1996)
Van Berkel (1997) estudando as técnicas de PP avalia que os fatores que geralmente
afetam o volume e a composição das correntes de resíduos e emissões são: os produtos; as
entradas de materiais; os próprios resíduos e emissões; a tecnologia e a execução do processo.
Esses elementos são entendidos como causas das gerações de resíduos e dão origem às
técnicas de prevenção da poluição, quais sejam: as modificações no produto; modificações
nas tecnologias; práticas de conservação; substituição das matérias–primas e reuso dentro da
fábrica.
2.2.1 Mudanças nos insumos
A substituição de matérias-primas inclui itens tão simples como materiais de limpeza.
Algumas vezes a conversão para matérias-primas de alta qualidade pode eliminar a geração de
resíduos perigosos. As mudanças nos insumos é importante para a produção limpa devido a
redução ou eliminação de materiais perigosos que entram no processo produtivo (UNEP,
1996). A troca de insumos inclui:
ƒ
Purificação de materiais;
ƒ
Substituição de materiais.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
33
2.2.2 Mudanças tecnológicas
As trocas tecnológicas são orientadas para as mudanças nos processos e equipamentos,
com o intuito de reduzir a geração de resíduos em todo conjunto (UNEP, 1996). Consideramse mudanças tanto as pequenas alterações que podem ser implementadas em poucos dias
como a completa mudança no processo que envolve volumoso aporte de recursos. A questão
tecnológica deve ser sempre avaliada, pois pode trazer competitividade para a empresa. As
novas tecnologias muitas vezes são as únicas maneiras de tornar viável e competitiva a
atividade de uma empresa. As mudanças nas tecnologias incluem:
ƒ
Modificação do processo de produção;
ƒ
Modificação em tubulações, lay-out ou equipamentos;
ƒ
Automação das instalações;
ƒ
Modificação nas condições do processo de produção (vazão, temperatura, pressão,
tempo de residência, etc.);
ƒ
Novas tecnologias.
2.2.3 Boas práticas operacionais “Good housekeeping”
As práticas operacionais consistentes com a cultura local se constituem em excelente
ferramental para a manutenção da disciplina operacional e coesão gerencial. Essas práticas
geralmente são de baixo custo e podem ser implementadas em todas as áreas da planta,
incluindo produção, manutenção, estocagem de matéria-prima e produtos. As boas práticas se
traduzem na organização das instalações e na manutenção da arrumação. Não ter itens
desnecessários é colocar tudo nos seus próprios lugares. As boas práticas operacionais são
ótimas ferramentas para a minimização de geração de resíduos, pois são meios simples, de
fácil implementação, não requerendo mudanças nas instalações, bastando apenas à troca de
atitudes. Esse é o estágio inicial na busca pelo conceito de produção limpa.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
34
O controle sobre os resíduos gerados evitando a mistura de diferentes tipos, ou seja
contaminar resíduos com características menos tóxicas com resíduos de elevada toxicidade
contribui com a redução de volume de resíduos mais tóxicos. Reduzir a adição de compostos
químicos ou aditivos que conferem características inadequadas ao produto numa etapa
posterior, também reduz o volume de resíduos.
Controle de modificações – Uma importante ação de controle na fonte é adotar como
decisão gerencial não autorizar novos processos ou modificações nos existentes quando estes
aumentam a geração de resíduos.
A simples melhoria no controle pode redundar em aumento do uso de componentes e
conseqüentemente reduzir o desperdício. O UNEP (1996) recomenda as boas práticas, que se
seguem:
ƒ
Programas de minimização de resíduos;
ƒ
Práticas de gerenciamento de recursos humanos (treinamento, incentivos e bônus);
ƒ
Prevenção de perdas (atenção para evitar vazamentos e derrames em equipamentos);
ƒ
Segregação de correntes e de resíduos (evitando misturas de resíduos perigosos com
não-perigosos);
ƒ
Contabilização de custos (alocação de custos diretamente nos geradores);
ƒ
Esquema de produção (evitar muitas paradas do equipamento e conseqüente limpeza
pode ajudar a minimizar a geração de resíduos).
2.2.4 Mudanças nos produtos
As mudanças nos produtos são realizadas com a intenção de reduzir os resíduos
resultantes do uso desse produto. As trocas no produto incluem:
ƒ
Substituição do produto;
ƒ
Conservação do produto;
ƒ
Trocas na composição.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
35
2.2.5 Regeneração/reuso
A reciclagem através da regeneração ou reuso envolve o retorno de um resíduo ou
material para o processo de origem, como substituto de matéria-prima, ou para outro
processo. Mantendo-se iguais outros fatores, a reciclagem dentro da própria indústria é
preferível, porque além de evitar o envio de resíduos perigosos para fora da empresa, reduz
potenciais danos causados por um manuseio inadequado.
Para a efetivação do reuso deve-se considerar: a disponibilidade, a adequação, os
efeitos ambientais e a viabilidade econômica.
Como exemplos para reutilização de materiais na indústria, pode-se:
ƒ
Usar embalagens retornáveis para insumos;
ƒ
Utilizar toalhas laváveis como substituto de trapos e estopas;
ƒ
Promover o retorno de caixas de papelão, bombonas, tonéis e vidros para os
fornecedores;
ƒ
Buscar utilizar resíduos gerados diretamente no processo como combustível ou
matéria-prima, mediante modificações no processo produtivo.
2.2.6 Recuperação
O reaproveitamento de materiais usados é uma atividade tão importante quanto à
redução na fonte. Reutilizar produtos antes de descartá-los no lixo, usando-os para a mesma
função original ou criando novas formas de utilização é uma atitude racional para a melhoria
da qualidade ambiental. O processamento se faz para recuperar o material perdido ou para
utilizá-lo como subproduto.
A coleta de produto derramado, ou acidentalmente misturado com outros produtos, é
um meio de recuperação. Isso permite minimizar a perda de matérias-primas e gerar resíduos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
36
2.3 METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL
As metodologias, propostas pelo UNEP (1996), CNTL (2003), CEBDS (2004):
instituições governamentais e não governamentais que se engajaram num esforço em prol da
disseminação do conceito de desenvolvimento sustentável foram analisadas e estabelecido um
modelo conceitual para as atividades a serem realizadas para avaliar um sistema de produção,
com vistas a minimização de resíduos.
A aplicação da PmaisL em uma organização considera a mobilização gerencial e da
força de trabalho, identificação de processos mais importantes e a priorização de ações para a
realização de um plano de prevenção da poluição. As duas últimas etapas se constituem em
elementos fundamentais de uma avaliação de um processo produtivo e para sua realização, as
técnicas de prevenção da poluição e o processo produtivo da instalação em estudo devem ser
conhecidos. Visando contribuir para um melhor entendimento desse ferramental este trabalho
foi direcionado para os elementos técnicos da avaliação.
A seguir estão descritas de modo sucinto as metodologias utilizadas para a aplicação
da PmaisL nos processos industriais. Saliente-se que esta técnica está profundamente
relacionada com o conceito de Prevenção da Poluição, visto que os instrumentos técnicos têm
origem comum.
A abordagem do UNEP (1996) com vistas a PmaisL surgiu em 1994 e foi elaborada
como um guia para treinamento de diversas organizações interessadas em implantar um
programa de PmaisL.
A metodologia de aplicação está agrupada em três fases principais: pré-avaliação,
balanço material e síntese, as quais foram subdivididas em várias etapas, totalizando 20
(vinte) itens. A Figura 04 a seguir apresenta esse sequenciamento.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Fase I
37
Pré avaliação
Preparação da Auditoria
Etapa 1-Preparar e organizar Equipe de Auditoria e Recursos.
2-Dividir o processo em unidades de operação
3-Construir diagramas de fluxo de processo relacionando-os as operações
Fase II
Balanço Material
Entradas do Processo
Saídas do Processo
Etapa 4-Determinar insumos.
5-registrar uso de água
6-Medir níveis atuais de reuso
reciclagem de água
Etapa 7-Quantificar produtos/subprodutos.
8-Explicar a água contaminada
9-Explicar as emissões gasosas
10-Explicar as saídas resíduos
Elaborar um balanço de massa
Etapa 11-Compor as informações das entradas e saídas.
12-Elaborar um balanço de massa preliminar
13 e 14-Evoluir e refinar o balanço de massa.
Fase III
Síntese
Identificar opções de redução de geração de resíduos
Etapa 15-Identificar medidas obvias de redução.
16-focar e caracterizar os problemas de resíduos
17-Investigar a possibilidade de segregação de resíduos
18-Identificar medidas de redução a longo prazo.
Avaliar as opções de redução de resíduos
Etapa 19-Submeter as opções de redução de geração de resíduos a avaliação ambiental e
econômica, e listar as opções viáveis
Elaborar plano de ação para redução de geração de resíduos
eficiência
Etapa 20-Projetar e implementar Plano de ação para realizar melhorias na eficiên
cia do
processo.
Figura 04–Etapas da Metodologia de PmaisL conforme UNEP (1996)
A metodologia do CNTL (2003) vista em resumo, na Figura 05, também contempla
várias etapas e prioriza os processos a serem analisados para a proposição de melhorias.
Segundo esta metodologia o processo de avaliação, de uma organização industrial, passa por
etapas bastante definidas. Existem cinco etapas e mais a visita técnica que é colocada com
destaque na metodologia. O começo do processo é a avaliação prévia, ou diagnóstico do
processo, enquanto na etapa seguinte o objetivo é a elaboração de propostas de melhorias,
utilizando o conhecimento técnico mais detalhado do processo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
38
Visita Técnica
Comprometimento
Gerencial
Etapa 1
Identificação de Barreiras
Estudo da Abrangência
do Programa
Formação do Ecotime
Fluxograma do Processo
Etapa 2
Diagnostico Ambiental e
de Processo
Balanço Material e
Indicadores
Seleção do Foco da
Avaliação
Etapa 3
Identificação da Opções
de Produção Mais Limpa
Avaliação Técnica e
Econômica e Ambiental
Etapa 4
Seleção de
Oportunidades Viáveis
Plano de Implantação e
Monitoramento
Etapa 5
Identificação das Causas
da Geração de Resíduos
Plano de continuidade
Passos para implementação de um programa de Produção Mais Limpa
Figura 05 –Etapas para implementação de um programa de PmaisL.(CNTL 2003)
A Metodologia do Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento
Sustentável, CEBDS (2004) apresenta os mesmos fundamentos dos documentos do
UNEP(1996) e do CNTL (2003), porém em um nível de detalhamento maior, o que facilita a
sua aplicação por empresas de pequeno e médio portes, carentes ou possuidoras de poucos
recursos humanos especializados. Na Figura 06 a seguir estão apresentadas as tarefas para a
implantação da PmaisL.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Tarefa 01
Comprometimento da direção da empresa
Tarefa 02
Sensibilização dos funcionários
Tarefa 03
Formação do ECOTIME
Tarefa 04
Apresentação da metodologia
Tarefa 05
Pré avaliação
Tarefa 06
Elaboração dos fluxogramas
Tarefa 07
Tabelas quantitativas
Tarefa 08
Definição de indicadores
Tarefa 09
Avaliação dos dados coletados
Tarefa 10
Barreiras
Tarefa 11
Seleção do foco de avaliação e priorização
Tarefa 12
Balanços de massa e energia
Tarefa 13
Avaliação das causas de geração dos resíduos
Tarefa 14
Geração das opções de PML
Tarefa 15
Avaliação técnica, ambiental e econômica
Tarefa 16
Seleção da opção
Tarefa 17
Implementação
Tarefa 18
Plano de monitoramento e continuidade
Figura 06–Etapas da Metodologia PmaisL, conforme (CEBDS 2004 p. 11)
39
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
40
2.4 ETAPAS DA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL
As metodologias para a aplicação da PmaisL estão divididas em etapas e representam
a experiência da instituição na aplicação, ou no apoio a programas de melhoria direcionados a
vários setores industriais, em todo mundo, ou nas propostas práticas de representações
empresariais para a implementação desses programas nos seus respectivos segmentos.
Em uma análise mais apurada dessas metodologias, é perceptível a existência de
etapas que estão presentes em todas, ou na maioria delas. Essas etapas, quando de caráter
técnico, foram selecionadas para comporem a metodologia aplicada neste trabalho.
A metodologia aqui utilizada para aplicação da PmaisL, contempla as etapas mais
importantes contidas nos trabalhos (UNEP 1996; CNTL 2003; CEBDS 2004). Essas etapas
foram relacionadas conforme a identificação de cores, vista na Figura 07. Assim um conjunto
de cores similares indica que uma etapa da metodologia foi produzida daquele conjunto:
Deve-se considerar também que algumas etapas foram fundidas ou segregadas em uma ou
outra metodologia. Adicionalmente, mesmo etapas que aparentemente apresentam
denominações diferentes, a análise de conteúdo pode mostrar igualdade.
Pode-se observar que a metodologia do CEBDS (2004), a mais recente, apresenta um
maior nível de detalhamento e um maior número de etapas. Por outro lado, a ausência
explícita de uma determinada etapa nas outras metodologias não significa a sua efetiva
inexistência, vez que a tarefa pode estar incorporada numa outra.
Na figura comparativa a seguir aparecem em destaque às etapas que foram utilizadas
como referência para este trabalho, quais sejam:
1. pré-avaliação
2. elaboração de fluxogramas de fluxo
3. balanço de massa e de energia
4. determinação de custos das perdas
5. seleção de foco e priorização
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
41
6. indicadores
7. avaliação das causas de geração de resíduos
8. propostas ou alternativas de PML
9. avaliação técnica econômica e ambiental
CNTL
UNEP
CEBDS
1
Estudo de abrangência
Programa
Divisão dos processos em
unidades de operação
Pre-avaliação
2
Identificação das
Barreiras
Const. de Diagrama de Fluxo
Elaboração de Fluxograma de
processo
3
Fluxograma de Processo
Elaboração Balanço de Massa
Tabelas Quantitativas
4
Diagnostico Ambiental
Refinar o Balanço de Massa
Indicadores
6
Seleção do foco de
avaliação
Balanço material
Indicadores
Ident. Medidas Obvias
de Redução
Focar e caracterizar os
problemas de resíduos
7
Ident. das Causas de
Geração de Resíduos
Investigar possibilidade de
segregação de Resíduos
Seleção do foco e priorização
8
Ident. das opções de
Produção + Limpa
Identificar medidas de redução
a Longo Prazo
Balanço de Massa e Energia
9
Avaliação Tec. Econ.
Ambiental
Avaliação Ambiental e
econômica
Avaliação das Causas
10
Seleção das
oportunidades
5
Avaliação dos Dados coletados
Identificação das Barreiras
Geração das opções de PML
Avaliação Tec. Econômica.
Ambiental
11
Figura 07– Comparação entre as metodologias da PmaisL: Principais etapas
A maioria dos itens na metodologia do UNEP foi excluída ou incorporada devido a
semelhança com outros itens. Um exemplo disso é o item “refinar o balanço de massa” que
foi excluído na metodologia final pela complementaridade.
Quanto ao sequenciamento de etapas, é notável que as diferentes metodologias traçam
um encadeamento lógico, porém próprio.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
42
A partir da identificação de elementos comuns nas metodologias avaliadas, foi
adaptada uma metodologia que utiliza esse conjunto de elementos. O detalhamento das etapas
selecionadas será apresentado a seguir.
2.4.1 Pré-avaliação - coleta de informações
A primeira fase de um processo de PmaisL é a avaliação prévia e se constitui na busca
de informações do processo produtivo. O CEBDS (2004) recomenda uma inspeção visual nas
instalações, visando identificar possíveis impactos ambientais e como os resíduos são
manuseados: se segregados ou misturados. O atendimento a legislação como um todo e em
especial à ambiental também deve ser verificado. Nesta fase, a realização de inventário dos
resíduos é fundamental para a identificação das fontes e quantidades geradas. (UNEP 1996)
O CEBDS (2004) sugere que devem ser coletados os dados e informações registradas
em diversos documentos da empresa. (compras de produtos químicos e matérias-primas,
contas de água, energia elétrica, etc.). Esses documentos permitirão conhecer os gastos com as
entradas de insumos, tais como: consumo de água e energia elétrica, vazão de efluentes
líquidos e quantidade de resíduos sólidos. Devem-se também realizar medições de consumos
de insumos ou produção de resíduos quando os dados não estão disponíveis. No caso da conta
de energia elétrica é importante verificar a adequação do consumo com o contrato da
concessionária, o consumo mensal, multas por excesso de consumo contratado, ou por baixo
fator de potência.
Existindo um fluxograma do processo este deve ser analisado detalhadamente, pois
permite a visualização e definição do fluxo qualitativo das matérias–primas, água e energia no
processo. (CNTL 2003).
A USEPA (2001 a) salienta que a avaliação de uma indústria em profundidade é uma
revisão das operações existentes, objetivando aumentar a prevenção da poluição e
conservação de energia. Esta avaliação pode ser dividida em três tipos: energia, resíduos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
43
(perigosos e não perigosos) ou uma combinação dos dois tipos. Os dados que devem ser
coletados para a elaboração da pré-avaliação, seguem abaixo:
1) Descrição do processo
–Fluxograma
–Consumo de Energia
–Entradas de material
–Correntes de resíduos
= Ar
= Água
= Resíduos perigosos
= Resíduos sólidos
2) Questões gerais /Observações.
– Técnicas de manuseio dos materiais
– Procedimentos de estocagem
– Organização “Good Housekeeping”
3) Questões específicas do processo. (desenvolvidas para o processo individual)
4) Lista dos maiores consumos de energia e equipamentos geradores de resíduos.
5) “Lay out” das instalações.
Fazer um “lay-out” das instalações é uma prática bastante útil para mostrar a
disposição espacial dos equipamentos, bancadas, materiais etc. A avaliação das distâncias
envolvidas entre as diversas tarefas é parte essencial para a PmaisL. A análise do “lay-out”
das instalações permite reposicionar equipamentos e tarefas, de modo a otimizar
deslocamento, reduzir esforços e , assim, economizar recursos e principalmente energia.
Neste trabalho foi utilizada a proposta da USEPA (2001), pois é a que apresenta um
maior nível de detalhamento para a coleta das informações, conforme visto acima.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
44
2.4.2 Construção do diagrama de fluxo
A análise de um processo produtivo sob a ótica da PmaisL requer a sua divisão em
elementos menores, tarefas ou atividades, para facilitar a obtenção de informações sobre usos
e perdas de recursos, assim como para consolidar os dados já conhecidos do processo.
As metodologias da PmaisL UNEP (1996), CNTL (2003), CEBDS (2004) apresentam
o diagrama de fluxo como uma ferramenta de visualização das etapas do processo produtivo,
porém, elas não estabelecem em detalhes, como deve ser utilizado tal diagrama. Por outro a
Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos apresenta uma a abordagem mais
detalhada para a aplicação desse instrumento, estabelecendo critérios específicos que levam
ao mapeamento dos processos. As terminologias utilizadas para a elaboração do mapeamento
de processos, estão apresentadas na Figura 08, descrita logo a seguir.
Uso do recurso
não-produto
Entrada
de recurso
Etapa de Trabalho
Produto
intermediário/final
Perda do recurso
não-produto
Figura 08–fluxograma de processos nível 1. USEPA (2001,b)
Uso de não-produtos–significa que o recurso não se torna parte do produto final ou
intermediário.
Perda de não produtos – significa que o recurso é perdido naquela etapa do trabalho como
resíduo, descarga ou emissão. Perdas de processo podem ser classificadas pelo meio (ar, água,
resíduos sólidos, derrames/vazamentos e acidentes). Os custos também podem ser rastreados
por cada etapa do processo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
45
A elaboração de um esquema qualitativo com as operações da instalação e suas
respectivas perdas é fundamental para o entendimento do processo e conseqüentemente para a
viabilização da PmaisL. Neste item, o uso da abordagem da prevenção da poluição proposta
pela USEPA (2001b) permite a elaboração do mapeamento do processo, tornando mais fácil a
visualização das relações de produção e geração de resíduos entre as suas várias etapas.
O CEBDS (2004) orienta para que apareçam nos fluxogramas os resíduos gerados, as
matérias-primas e os produtos fabricados, e que eles sejam apresentados em três níveis do
processo: global, intermediário e específico.
Nesta etapa da avaliação para a PmaisL, o conhecimento do sistema produtivo
considerando o processo é revelado
e organizado, novos conhecimentos são facilmente
obtidos, porque a ferramenta torna todos os processos relacionados visíveis. As conexões
entre todas as etapas do trabalho, conforme pode ser visto na Figura 09, ajudam a tornar mais
claro, as causas para o uso de recursos e a geração de resíduos.
Nível topo
3
2
1
Estrutura nó de arvore
1.1
1.2
1.2.2
1.2.1
1.2.2.1
1.3
1.2.3
1.2.2.2
Segundo Nível
1.2.4
1.2.2.3
Figura 09–Mapeamento de processo conforme USEPA (2001b).
Terceiro
Nível
Quarto
Nível
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
46
2.4.3 Balanço de massa e energia
O balanço material tem como principal objetivo à identificação quantitativa das perdas
no processo e requer a existência de dados de consumo de todos os insumos e produtos
fabricados. O início do balanço é o inventário dos resíduos e demais dados da instalação:
matéria-prima, gás natural, aditivos etc. O balanço energético também deve ser realizado.
(UNEP 1996).
O balanço deverá contemplar entradas e saídas da instalação–Balanço global. Balanços
intermediários – utilizados para setores ou processos da instalação; e Balanço específico,
quando o objeto da análise for uma operação ou equipamento da instalação.
Para o balanço é necessário estabelecer: o setor, equipamento ou processo que será
analisado; um período representativo - em geral 1 ano; equipamentos de medição.
O balanço de massa, utilizou a equação geral de conservação de massa num volume de
controle (região delimitada do processo) que estabelece a relação entre a massa que entra e a
que sai de um sistema, equação 1.
M e − M s = M ac
Equação 1
Onde: Me = massa entrando no sistema; Ms = massa saindo do sistema; Mac= massa
acumulada dentro do sistema.
Para o balanço de energia num volume de controle, sem reação química, é mostrado na
equação 1a (ÍNDIO DO BRASIL 1999).
Ee − E s = E ac
Equação 1a
Onde: Eac = Energia acumulada no sistema; Ee = Energia transferida para o sistema; Et=
Energia transferida do sistema;
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
47
2.4.4 Seleção do foco e priorização de processos;
Considerando que a avaliação de uma instalação ou processo produtivo sob os critérios
da PmaisL envolve em conjunto os aspectos técnicos, ambientais e econômicos e que os
resultado esperados são: a melhoria na saúde ocupacional e no meio ambiente, com redução
de custos para a organização; faz-se necessário a priorização dos processos a serem avaliados,
a fim de se chegar a um melhor benefício global para os envolvidos e partes interessadas.
A priorização dos processos, sob a ótica da PmaisL, pode se realizar através dos vários
critérios contidos nas próprias metodologias ou desenvolvidos por teóricos ou outros
pesquisadores. Abaixo estão relacionados critérios para priorização dos processos, a saber:
a) O CNTL (2003) defende que o foco de avaliação da PmaisL seja dado pela análise dos
principais aspectos ambientais considerando todas as operações e atividades da empresa. Para
a seleção das atividades e processos, devem-se considerar os regulamentos legais, a
quantidade de resíduos, a toxicidade e os custos.
b)O CEBDS (2004) propõe que os dados coletados nas etapas anteriores e a disponibilidade
de recursos financeiros sejam utilizados para definir as etapas, processos, produtos ou
equipamentos que serão priorizados para as efetivas medições e realização dos balanços de
massa e energia.
c) Smith (1991), Smith (1992), Mizsey (1994) utilizaram o “diagrama da cebola”, Figura 10,
proposto por Linhoff (1985) inicialmente como ferramenta para a otimização energética, para
a seleção dos processos industriais a serem avaliados. Para esses autores o diagrama deve ser
usado visando à redução de resíduos, e a integração de plantas de processo industrial, de
modo a estabelecer geradores de resíduos e consumidores desses resíduos dentro de uma
organização maior. Esta ferramenta estabelece a prioridade de atuação nos processos em
função de sua importância relativa na instalação industrial. Assim, para a indústria química o
reator é o centro das atenções, portanto o coração do processo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
48
CORAÇÃO DO PROCESSO
SEPARAÇÃO
TROCADORES DE CALOR
UTILIDADES
Figura 10–Diagrama da cebola adaptado de Smith (1992).
Para o caso em estudo, o tanque lavador requer a maior atenção, pois nesse
equipamento ocorre a conversão da matéria-prima em produto final. É também onde existe o
maior consumo de energia. A partir do coração do processo são priorizados nesta ordem: a
separação de matéria-prima, os trocadores de calor e as utilidades.
2.4.5 Estabelecimento de indicadores
Os indicadores são ferramentas técnico-gerenciais importantes para orientar a tomada
de decisão e estabelecer parâmetros comparativos de processo. A partir dos dados coletados
deverão ser estabelecidos indicadores relacionando o parâmetro que será acompanhado com a
produção geral da empresa. (CEBDS 2004).
O CNTL (2003) orienta que sejam estabelecidos indicadores de consumo de insumos e
produção de resíduos, a fim de tornar possível qualquer comparação futura em uma mesma
atividade, ou em outras atividades semelhantes, ou entre empresas.
Cardoso (2004) identificou indicadores de Produção Limpa utilizados pelas empresas
para informar o seu desempenho ambiental. Categorizou-os de acordo com a eficiência do uso
de materiais, energia e prevenção da geração de resíduos. A utilização desses mesmos fatores,
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
49
para a atividade de produção de petróleo, resultou nos indicadores do Quadro 01, que
relaciona o consumo de água e energia com a geração de resíduos e emissões.
Quadro 01–Indicadores de Produção Limpa.
Categoria
Eficiência no uso
materiais e energia.
Indicador
Unidade
m3/t
Consumo de água por unidade de
de produto.
Consumo de energia por unidade de
produto
kWh/t
Quantidade de resíduos sólidos
Prevenção de Geração de gerados por unidade de produto
resíduos na fonte
Quantidade de emissões atmosféricas
geradas por unidade de produto
Construção adaptada da proposta de Cardoso (2004)
t/t
t/t
Com essas premissas foram encontrados os indicadores, divulgados pela Associação
Internacional de Produtores de Óleo e Gás–OGP, contidos no documento Indicadores de
Performance Ambiental (OGP 2003). Essa instituição coleta dados dos seus associados e
elabora valores médios que são disponibilizados como referências para as empresas
associadas. Desse documento foram retirados os indicadores utilizados para a produção de
petróleo que estão apresentados na Tabela 01, a seguir.
Tabela 01– Indicadores de eficiência de processo de produção de petróleo
Indicador
Descrição
Descarte de óleo na
água produzida em
terra.
Perda de óleo na água
produzida
Concentração de óleos e graxas
na água produzida tratada oriunda
da produção de petróleo em terra.
Quantidade de óleo perdido em
tonelada para cada milhão de
toneladas de hidrocarbonetos
produzidos.
Valor de referência
14,02 mg/L
9,8 t
Fonte: OGP (2003).
A utilização dos indicadores divulgados pela OGP permite a comparação entre
empresas de petróleo em várias partes do mundo, servindo como base orientadora para ações
de desenvolvimento e pesquisa nessas organizações.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
50
2.4.6 Determinação dos custos das perdas.
Coletar as informações de custos é importante para justificar os investimentos em
alternativas de prevenção da poluição e devem ser coletados para cada etapa do trabalho,
porque elas mostram se as propostas de prevenção da poluição deverão ser aplicadas.
Para cada perda, identificada no mapeamento de processos, deve ser rastreado o custo
a ela relacionada. Os custos das perdas geralmente estão associados a(o):
1- tratamento ou disposição;
2- perda do recurso;
3- gerenciamento da perda do não produto.
Para o cálculo de custos das perdas de vapor, considerando a existência de
metodologias específicas, foi utilizada a proposta do Departamento de Energia dos Estados
Unidos, DOE (2003), a qual considera as diferentes contribuições para o custo de produção do
vapor, sendo identificadas as seguintes:
1–Custo com combustível para a produção do vapor (CC);
2–Água consumida para produção do vapor (Ca);
3–Tratamento da água de alimentação da caldeira – incluindo clarificação, abrandamento,
desmineralização (Cta);
4–Energia para bombeamento da água (Ceb);
5–Energia para insuflar ar de combustão (Cec);
6–Água de descarga da água salina para o esgoto (Cda);
7–Descarte das cinzas (Cdc);
8–Controle das emissões ambientais (Ce);
9–Materiais de manutenção e mão de obra (Cm).
A equação 02, a seguir, expressa a soma de todos esses fatores. O custo do
combustível geralmente equivale a 90% do custo total de produção de vapor (DOE 2003).
CG = Cc + C a + Cta + Ceb + Cec + C da + CCdc + Ce + C m
Equação 02
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
51
O custo de geração de vapor (CG em US$/1000lb), pode ser calculado com a
simplificação expressa na equação 03, que substitui a soma das contribuições dos itens 2 a 9,
para instalações queimando óleo e gás natural, pelo fator 0,30. (DOE 2003).
CG = Cc × (1+ 0,3
)
Cc = Pc × ( HV − H AA ) ×ηc ÷ 1000
Equação 03
Equação 04
Onde:
Pc = Preço do combustível (US$/MMbtu)
Hv= Entalpia do vapor (btu/lb)
HAA = Entalpia da água de alimentação (btu/lb)
ηc = Eficiência total da caldeira (adimensional)
2.4.7 Identificação das causas de geração de resíduos
A análise de causas de geração de resíduos deve vislumbrar, numa primeira etapa,
identificar como cada resíduo é gerado e assim encontrar as ações de bloqueio. A
identificação das razões básicas, que fazem com que um recurso seja usado ou perdido no
processo, permite avaliar a possibilidade de evitar o seu uso ou prevenir sua perda.
CEBDS (2004), CNTL (2003) relacionam possíveis causas de geração de resíduos nos
processos produtivos, de modo em geral. A USEPA(2001b) porém propõe o uso do diagrama
de causa e efeito como ferramenta de análise para identificação de causas de geração de
resíduos, a considera a ferramenta mais largamente utilizada para identificar problemas em
todo mundo. Por isso ele foi aplicado para a realização desta avaliação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
52
O diagrama de causa efeito ou diagrama de Ishikawa, Figura 11, apresenta um
processo com uma organização lógica, fragmentando-o em processos menores. Isso permite
se ter uma visão integrada do conjunto, o que é fundamental para análise de causas.
Um processo pode ser definido como um conjunto de causas que tem como objetivo
produzir um determinado efeito, o qual é denominado produto do processo. Insumos,
equipamentos, informações do processo ou medidas, condições ambientais, pessoas ou
procedimentos constituem famílias de causas que compõem esse processo. Um processo pode
ser dividido para permitir que ele seja controlado separadamente, o que facilita a localização
de possíveis problemas e a atuação nas suas causas. (WERKEMA, 1995a)
Processo
Insumos
Métodos ou
procedimentos
Informações do processo
Ou medidas
Efeito
Pessoas
Condições
ambientais
Equipamentos
Produto
Conjunto de Causas
Figura 11– Caracterização de um processo por meio de diagrama de causa e efeito.
O diagrama de causa e efeito é utilizado para sumarizar e apresentar as possíveis raízes
do problema considerado, atuando como um guia para identificação da causa fundamental
deste problema e para determinar as medidas corretivas.
Werkema (1995b) propõe as seguintes etapas para a construção de um diagrama de
causa e efeito:
1–Listar as características da qualidade ou problema a ser analisado;
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
53
2–Relacionar dentro de retângulos, como espinhas grandes, as causas primárias que afetam a
característica da qualidade ou o problema definido no item 1;
3–Relacionar, como espinhas médias, as causas secundárias que afetam as causas primárias;
4–Relacionar, como espinhas pequenas, as causas terciárias que afetam as causas secundárias;
5–Identificar no diagrama as causas que parecem exercer um efeito mais significativo sobre as
características da qualidade ou problema.
Durante a construção do diagrama de causa e efeito e com o objetivo de identificar as
causas a serem relacionadas, deve-se repetidamente formular e responder a perguntas chave
tais como: “que tipo de variabilidade nas causas poderia afetar a característica da qualidade de
interesse ou resultar no problema considerado?”.
2.4.8 Gerando as propostas de PmaisL
A aplicação das ferramentas de PmaisL ao processo produtivo, aliado ao
conhecimento de opções tecnológicas disponíveis, possibilita a elaboração de propostas para
reduzir ou prevenir perdas de material e energia.
O UNEP (1996) sugere que as opções de PmaisL podem ser obtidas de várias fontes,
tais como:
ƒ
Pesquisa na literatura;
ƒ
Conhecimento pessoal;
ƒ
Discussão com fornecedores;
ƒ
Exemplos em outras companhias;
ƒ
Bancos de dados especializados;
ƒ
Pesquisas e desenvolvimento posterior.
As organizações USEPA (2001a), CEBDS (2004) estabelecem que a mais alta
prioridade é atribuída à redução na fonte e a seguir ao reuso e a reciclagem, conforme visto no
subitem 2.2.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
54
2.4.9 Avaliação técnica ambiental e econômica
Identificadas as oportunidades de PmaisL, deve-se realizar uma avaliação técnica,
econômica e ambiental de cada opção encontrada.
2.4.9.1–AVALIAÇÃO TÉCNICA.
Esta avaliação considera as propriedades e requisitos das matérias-primas e outros
materiais com relação ao produto fabricado. A USEPA (1992) sugere os seguintes critérios
para a avaliação técnica:
ƒ
Haverá redução de resíduos?
ƒ
O sistema é seguro para os trabalhadores?
ƒ
A qualidade do produto será melhorada ou mantida?
ƒ
Há espaço disponível na instalação?:
ƒ
Os novos equipamentos, matérias e procedimentos são compatíveis com os
procedimentos operacionais o fluxo de trabalho e a produtividade?
ƒ
Será necessário contratar trabalho adicional para implementar a proposta?
ƒ
Será necessário treinar ou contratar pessoal com conhecimento especial para operar ou
manter o novo sistema?
ƒ
Estão
disponíveis
as
utilidades
necessárias
ao
funcionamento
dos
equipamentos? Ou eles serão instalados com acréscimo de custo?
ƒ
Quanto tempo a produção irá ficar parada para a instalação do novo sistema?
ƒ
O fornecedor irá prover um serviço de qualidade?
ƒ
O novo sistema criará outros problemas ambientais?
novos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
55
2.4.9.2–AVALIAÇÃO AMBIENTAL.
Aqui se devem observar os benefícios ambientais que poderão ser obtidas pela
empresa tais como redução de matéria-prima, redução de carga orgânica, redução de carga
inorgânica e metais tóxicos no efluente final; e melhoria da classificação da periculosidade do
resíduo. A USEPA (1992) além de considerar o consumo de energia alerta para os da extração
e transporte e tratamento de algum resíduo inevitável.
2.4.9.3–AVALIAÇÃO ECONÔMICA.
A avaliação econômica é realizada através de estudos de viabilidade econômica.
Podem ser considerados o período de retorno do investimento, a taxa interna de retorno e o
valor presente líquido.
O CEBDS (2004) faz um detalhamento deste item propondo que esta avaliação seja
feita considerando o tempo de retorno do investimento, conforme segue:
TRI = IR ÷ ( C SA − C SE
)
Equação 05
Onde:
TRI = Tempo de retorno do investimento.
IR=Investimento realizado;
CSA= Custo da situação atual;
CSE= Custo da situação esperada.
O beneficio econômico é o ganho líquido obtido em um determinado projeto.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
56
3. REVISÃO DA LITERATURA
A literatura disponível sobre a minimização de resíduos na indústria do petróleo é
fortemente relacionada às técnicas da Prevenção da Poluição, provavelmente devido à
influência norte americana nesse segmento, berço da indústria do petróleo e onde está
instalado o mais influente órgão normatizador: o Instituto Americano do Petróleo, ou
“American Petroleum Institute”–API. Vale ressaltar que, nos trabalhos divulgados por essa
Instituição ou mesmo publicações da OGP, a referência encontrada é a Prevenção da
Poluição.
Conforme será visto no item 3.2–Prevenção da Poluição na Indústria do Petróleo, a
seguir, existem vários trabalhos aplicados a essa indústria, mas sem estabelecer uma avaliação
sistemática e detalhada do processo de produção do petróleo. Os estudos mostram apenas a
existência das ferramentas, mas sem uma aplicação prática do seu uso.
Toda a literatura encontrada apresentou referências à prevenção da poluição. Como as
ferramentas de minimização de resíduos, mais utilizadas pelas duas técnicas são exatamente
as mesmas, conforme citado no subitem 2.1, estas foram utilizadas para comporem o trabalho.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
57
3.1 SISTEMA DE GESTÃO AMBIENTAL
A instalação de produção é parte de uma Unidade Operativa com sistema de gestão
integrado, que contempla a gestão das funções Segurança Industrial, Meio Ambiente e Saúde–
SMS e ainda qualidade do produto. Essa certificação tem como base nas Normas NBR ISO14000 e NBR ISO 9000, versão 2000. Portanto a Instalação tem toda uma estrutura
organizacional de suporte de gestão para a realização de suas atividades operacionais, o que
permite um maior nível de controle.
A estrutura da gestão ambiental propiciada pela NBR ISO–14001 está baseada na
identificação dos aspectos e impactos ambientais do processo. A partir deles são construídos
os demais elementos da gestão, desde os planos de atendimento à emergência, até os objetivos
e metas ambientais. Os aspectos e impactos ficam priorizados de acordo com a sua
significância, a qual é medida através do produto das variáveis: severidade e freqüência, ou
através da probabilidade de ocorrência. Assim, as tarefas de maior importância são aquelas
que representam maior potencial de causar danos às pessoas ou ao meio ambiente. A
severidade, a freqüência ou probabilidade de ocorrência são medidas em três gradações:
baixa, média e alta, atendendo ao procedimento específico da Unidade de Negócio.
(PETROBRAS 2004b).
A ABNT (1996) conceitua aspecto ambiental, como: “elemento das atividades,
produtos ou serviços de uma organização que pode interagir com o meio ambiente”. Nesta
definição todos os elementos da atividade produtiva de uma empresa; inclusive os processos,
equipamentos e os produtos estão considerados como potenciais causadores de impacto. Por
sua vez o impacto ambiental, ainda segundo a mesma organização é “qualquer modificação
do meio ambiente, adversa ou benéfica, que resulte, no todo ou em parte, das atividades,
produtos ou serviços de uma organização.” Assim os impactos ambientais e também os
resíduos são conseqüências dos processos, que precisam ser minimizadas.
Para as tarefas identificadas como críticas pela Instalação foram estabelecidas rotinas
operacionais padronizadas denominadas de Padrões de Execução–PE.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
58
3.2 PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
As técnicas de PP foram incorporadas pelo segmento de E&P logo após a aprovação
da Lei de prevenção da poluição dos Estados Unidos, quando a OGP elaborou um guia de
orientação sobre gerenciamento de resíduos. Nos anos seguintes, vários autores de diversas
companhias petrolíferas apresentaram trabalhos sobre o assunto. A seguir, estão relacionados
alguns desses trabalhos de versando sobre o gerenciamento de resíduos utilizando as técnicas
de prevenção da poluição na atividade de E&P.
Em 1993 a entidade internacional que congrega as diversas empresas petrolíferas,
produtoras e prestadoras de serviço, que operam no segmento de Exploração de Produção
(E&P–Forum), atual– “Oil and Gás Producers-OGP”–lançou o Manual de Gerenciamento de
Resíduos de Exploração e Produção “Exploration and Production (E&P) Waste Management
Guidelines”. O E&P–Forum (1993) propôs que os princípios da prevenção da poluição
deveriam balizar o gerenciamento de resíduos e fossem incorporados nos projetos, no
gerenciamento de instalações e no planejamento das atividades.
O mesmo E&P–Forum (2003) estabeleceu um diagrama de fluxo mostrando a
hierarquia das práticas de gerenciamento de resíduos, priorizando a redução na fonte, e, a
partir daí, o reuso, a reciclagem/recuperação, e, por fim, o tratamento ou disposição
responsável.
Assim, o trabalho do E&P–Forum demonstra forte relação com as técnicas da
prevenção da poluição. Salienta, porém, que a sensibilidade da locação onde se realizam as
operações é fator chave para a seleção de um apropriado modelo de gerenciamento. Embora
aquele documento não analise os processos de geração de resíduos em detalhe, ele estabelece
dez passos para a implantação de um sistema de gerenciamento de resíduos eficiente.
McFadden (1996), Smith, Gopinath e Freeman (1997), Ritter (2003) analisaram a
geração de resíduos (sólidos, líquidos e gasosos) na indústria do petróleo e no segmento E&P,
com foco: na classificação desses resíduos; identificação da fonte e ainda na sua
quantificação. Algumas vezes foram estabelecidos elementos de gerenciamento desses
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
59
resíduos, relacionando-os com a redução de custos e a minimização da geração, mas sem um
direcionamento específico para o processo gerador.
Callaghan (1991) afirmava que a redução de emissão das instalações existentes
poderiam se realizar por trocas nos procedimentos operacionais e por modificações nos
equipamentos com vistas as tecnologias mais limpas. Porém, quando fosse realizada uma
grande reforma, seriam utilizadas tecnologias apropriadas. Defendia também que as novas
instalações deveriam utilizar a “melhor tecnologia prática”, o que significa não
necessariamente utilizar a opção tecnológica de menor custo, mas aquela que ainda permita ao
projeto atender ao critério econômico aceitável. O mesmo Callaghan ainda considerava como
áreas problemáticas: às emissões atmosféricas, os sólidos e borras contaminadas por óleo e o
uso de energia.
Os trabalhos de Weinrach (1999), Petrusak (2000) almejaram um direcionamento para
a prevenção da poluição – estruturando ferramentas de gestão de resíduos – aplicada a
atividade E&P. Contudo, não se detiveram em uma análise criteriosa das instalações e
tecnologias disponíveis.
Wojtanowicz (1991), orientando-se para a prevenção da poluição, desenvolveu a
metodologia técnica chamada “Environmental Control Technology”– ECT. Esta ferramenta,
elaborada especialmente para o segmento E&P, tem como objeto a integração da tecnologia
de produção ao processo produtivo do petróleo. A ECT tem como características básicas: 1)
Integração com o processo produtivo; 2) Projetos específicos para o objeto em análise; 3)
Propostas associadas à produtividade.
Ainda, Wojtanowicz (1997) classifica os resíduos de produção em dois grupos: os
resíduos primários (água produzida) e os resíduos associados. Os resíduos associados têm
maior toxicidade e baixo volume, enquanto a água produzida tem relativamente baixa
toxicidade e alto volume.
As instituições “Railroad Commission of Texas”-RRC (2001), “Oil Conservation
Division” (2000a) ligadas ao governo Texano e do Novo México, respectivamente elaboraram
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
60
um consistente trabalho sobre a minimização de resíduos nas atividades de Exploração e
Produção de Petróleo. Esse trabalho teve como foco as atividades operacionais dos campos de
petróleo e apresentando em detalhes os resíduos gerados em cada uma das etapas de
produção, e, ainda, contendo sugestões de minimização de geração ou reuso em alguns casos.
Abaixo estão relacionados exemplos bem sucedidos de melhorias realizadas por empresas
petrolíferas, para minimizar a geração de resíduos em suas instalações.
ƒ
Sistemas de dosagem e medição de produtos químicos – A adição de excesso de
produtos químicos utilizados para tratamento de óleo compromete a performance do
processo tanto pelo excesso como pela falta. O uso de equipamentos de dosagem
adequados permite a redução de custos.
ƒ
Redução de depósitos de fundo de tanque – Para reduzir o volume desses resíduos
algumas empresas operadoras têm usado de equipamentos como: jatos de circulação,
propulsores e pás rotativas. Esses equipamentos instalados dentro do tanque reduzem a
decantação dos cristais de parafina.
ƒ
Pintura de um tanque com a cor preta – Alguns operadores têm utilizado um tanque
para acumular os resíduos oleosos da produção. No verão, pela maior temperatura
dentro do tanque, o óleo é fluidificado e assim é possível recuperá-lo.
ƒ
Blindagem de equipamento com íons de alta energia – O processo de blindagem se
realiza pela colisão de partículas de metais como: cromo, ligas de ouro ou cobre puro
sobre uma superfície de aço. A aplicação desses metais, com alta energia sobre uma
superfície, provoca a penetração de suas partículas no aço, obtendo-se assim uma
superfície mais dura e de baixa fricção. Esta tecnologia tem sido utilizada na
fabricação das hastes polidas nas “stuffing-box” montadas nas cabeças de produção de
poços, e nos eixos de bombas reduzindo substancialmente os vazamentos nesses
equipamentos.
ƒ
Sistemas de recuperação de vapor – Existem vários sistemas disponíveis no mercado.
Porém chama-se a atenção para um sistema simples e de baixo custo que utiliza a água
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
61
produzida, bomba, tubulação e tubo venturi. Esse sistema provoca um pequeno vácuo
e retira o vapor do tanque que é enviado com a água para o separador de gás-líquido
onde é recuperado. O liquido retorna a corrente liquida do processo.
ƒ
Modificação no procedimento – A automação das unidades de processo tais como:
cargas nas unidades de bombeamento, vazamentos em “stuffing box”, temperatura da
haste polida, temperatura e nível de tanques podem ser transmitidos por microondas
para um escritório central e assim permitir a ação rápida do operador.
ƒ
Tanques, “containers”, bombas e motores de combustão interna todos estão sujeitos a
vazamentos. A estocagem de óleos combustíveis desses equipamentos em locais
adequados, bem como o uso de aparadores de óleo e outros tipos de recipientes
permitem reduzir gastos com remediação de solo e água contaminados.
ƒ
Estocagem de produtos químicos e materiais – Esses produtos devem ser estocados de
modo que eles não entrem em contato com o solo e água. Preferencialmente em área
elevada, com bordas de contenção e protegida do sol e chuva. Todos os tambores
devem ser mantidos fechados, exceto quando em uso. Os produtos químicos devem
ser rotulados de modo que possam ser identificados a qualquer tempo. A estocagem
em volumes pequenos é preferível, sendo sugerido que o volume não exceda a um
tambor (55 galões).
ƒ
Arrumação das instalações – É acompanhada pela manutenção preventiva, assim
esquemas de manutenção em equipamentos, bombas tubulações válvulas e motores
permitem reduzir a ocorrência de vazamentos de produtos e aditivos químicos para o
sistema de contenção ou para o meio ambiente.
ƒ
Controle de inventário – É considerado um dos mais eficientes caminhos para reduzir
geração de resíduos, custos de operação e, ainda, adequação aos regulamentos legais.
A companhia que rastreia seus materiais e produtos químicos pode usá-los mais
eficientemente e reduzir a perda desses produtos que irão se converter em resíduos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
62
Negociar com fornecedores que recebam produtos de volta é uma das ações vantajosas
para minimizar perdas de produtos e geração de resíduos.
Webb (1993) apresentou um sistema alternativo destinado a recuperação de pequenos
volumes de hidrocarbonetos gasosos em tanques de petróleo e demais facilidades. O sistema
conhecido por jato de vapor “Vapor Jet Sistem”, utiliza água produzida pressurizada como
meio de operação para um edutor (tubo venturi) que converte energia de pressão em energia
cinética e assim promove a remoção de gás natural do tanque levando-o para um vaso
separador de baixa pressão, onde a água é separada. As vantagens desse sistema destacadas
pelo autor é a simplicidade, baixo custo e praticamente sem manutenção.
Em recente estudo realizado pela USEPA (2002a) foi testada uma nova tecnologia
para recuperação de vapor em tanques de petróleo. O equipamento denominado de Unidade
Ambiental de Recuperação de Vapor–EVRU utiliza a pressão de gás natural existente nas
instalações de produção petróleo como força motriz para a recuperação de vapor de tanques
de armazenamento de petróleo. O equipamento testado custou aproximadamente US$
108,000.00 para recuperar 174.855 pés 3/dia de gás. O custo do gás foi considerado em US$
2.85/MMbtu. A pressão do gás disponível deve estar entre 800 a 900 psig e entra numa
câmara onde um leve vácuo é produzido pelo efeito venturi. O condensado é misturado com o
gás e adicionado ao produto para venda. Este equipamento apresenta disponibilidade
operacional superior a 99% do tempo com baixo custo de manutenção. A vazão necessária de
gás está entre 350 e 380 pés3/min. O EVRU recupera até 300.000 pes3/dia de gás natural.
A reciclagem é a segunda opção na hierarquia de gerenciamento de resíduos. A RRC
(2001) oferece algumas dicas para reciclagem na atividade de E&P, conforme segue.
ƒ
Água produzida – A água produzida injetada para aumento da recuperação de óleo nos
campos de petróleo é considerada reciclada, já que a ela é dado um fim útil.
ƒ
Borras de fundo de tanque - São mais bem gerenciadas por envio a plantas de
recuperação de óleo cru.
ƒ
Óleo lubrificante e filtros usados – São gerenciados pelo envio a empresas de
reciclagem.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ƒ
63
Produtos químicos comerciais – A implementação de procedimentos para reciclar
quaisquer produtos químicos não usados é viável e consistente com a PmaisL. Devem
ser contratados fornecedores que se responsabilizem pelo recebimento e reciclagem do
produto e recipientes não usados nas instalações.
ƒ
Tambores e Sucatas – As sucatas metálicas devem ser manuseadas adequadamente e
recicladas, de modo a não se converterem em resíduos perigosos.
Bansal (1993) estudou os efeitos dos fluidos “não-produzidos”, que são aqueles não
associados à produção dos poços de petróleo (fluidos de estimulação completação e
“workover1”, misturas de fluidos de sonda, fluidos descarregados do poço após correção,
ácidos gastos, drenagens das facilidades de produção e produtos químicos de limpeza das
instalações), sobre a qualidade da água de injeção e identificou importantes interações entre
os dois. Essas interações se resolvidas são importantes elementos para a redução da geração
de resíduos nesse processo. As propostas são as seguintes:
ƒ
Controlar a reciclagem de fluidos não-produzidos, no sistema de processamento de
óleo-água. Reduzir a taxa de reciclo a no máximo 10 % da produção total, quando
necessário;
ƒ
Aumentar o espaçamento entre as operações de estimulação de poços, reduzindo,
portanto, o efeito dos fluidos produzidos sobre o sistema de produção;
ƒ
Revisar os procedimentos de “Workover” de modo a determinar o volume e a
concentração do ácido a ser utilizado;
ƒ
Neutralizar o ácido gasto, resultante das operações de acidificação, retornando do
poço com solução de carbonato de sódio, antes de misturá-lo ao processo.
Bansal e Caudle (1998) identificaram os fatores que interferem no tratamento da água
1
Workover- operações realizadas em um poço de petróleo para tentar aumentar a sua produção.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
64
produzida dificultando a remoção do óleo disperso e apontaram algumas soluções para o
aumento da recuperação do óleo. A seguir estão relacionados os problemas identificados e as
soluções propostas.
ƒ
Utilizar tanque de “surge”–equipamento que funciona como equalizador da carga
recebida, antes da unidade de flotação, para evitar variações bruscas na vazão e manter
baixa a taxa de escumação, o que resulta na formação de flocos oleosos de melhor
qualidade. Os flocos ficam retidos no equipamento, permitindo uma melhor separação
óleo-água.
ƒ
Abaixar o pH da água para em torno de 4 ou menos, com ácido clorídrico, por
exemplo, para remover o óleo solúvel antes da separação óleo-água, evitando a sua
precipitação. Os ácidos orgânicos são convertidos à forma não-ionizada, que é mais
solúvel no óleo que na água. Desse modo reduz-se a quantidade de precipitado no
processo. Deve-se ter cuidado para não causar corrosão nos equipamentos.
ƒ
Reduzir a entrada de oxigênio para evitar a conversão do ferro (II+) em ferro (III+),
que é insolúvel, através de um projeto adequado. A operação do sistema também é
importante, assim deve-se reduzir a reciclagem de fluidos contendo oxigênio, em
atividades como: circulação de água de caixas de drenagem de água de chuva; abertura
das células de flotação. Deve-se também evitar a entrada de oxigênio na sucção das
bombas.
ƒ
Remover o material residual de limpeza de poços. O material residual das operações
de intervenção em poços: argila, areia, produtos de corrosão e incrustações, contem
óleo e outros matérias orgânicos, que se misturados com os aditivos utilizados no
processo (oxidantes, ácidos e surfactantes) influenciam negativamente o tratamento da
água. Portanto não devem ser misturados.
Jamaluddin e Vandamme (1994) da petrolífera Total Petroleum citam a recuperação
de óleo de fundo de tanque, utilizando água doce quente, agitador e caminhão vácuo. Essa
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
65
técnica informa os autores reduz o teor de cloreto no resíduo para abaixo de 2000mg/kg e o
teor de óleo a, aproximadamente, 1% em peso.
Além da redução na fonte, a recuperação de óleo depois de gerado o resíduo, ou a sua
utilização em outros processos como insumo, tem se mostrado viável. Um exemplo é o
trabalho realizado por Amaral e Domingues (1990) testando a utilização de resíduos de
produção de petróleo (borra de fundo de tanque e resíduos de caixas de recuperação) como
insumo para a indústria cerâmica. O teste foi realizado para fabricação de tijolos de vedação,
lajes de forro e telhas com a adição de resíduo oleoso, em até 5% em peso. A incorporação do
resíduo de petróleo teve o objetivo de melhorar a plasticidade e a trabalhabilidade da massa de
argila (bloco cru) que vai para o cozimento. A incorporação do resíduo à massa argilosa levou
ao aumento da velocidade da extrusora o que permitiu aumento da produção entre 30% a
80%, e ainda redução do consumo de energia de 30% a 40%. Foram realizados testes de
solubilização e lixiviação no produto final e demonstrado que o mesmo continua inerte. As
emissões atmosféricas também foram consideradas pouco significativas pelos autores.
Alves (2003) reforçando o trabalho de Amaral e Domingues (1990) realizou a
incorporação de borra oleosa em blocos cerâmicos e obteve bons resultados para a faixa de
incorporação de 10% a 20% de borra na massa argilosa para a fabricação do bloco.
Em recente trabalho a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (2005)
utilizou cascalho de perfuração impregnado com fluido de perfuração a base de n-parafina,
para a fabricação de blocos cerâmicos e concluiu que o processo de queima desse material não
apresenta emissão de dioxinas. O cascalho de perfuração apresentava concentração de TPH
de 109.960 mg/L e de Cloreto em 4000 mg/L. A taxa de incorporação de cascalho a massa
do bloco chegou a 30%.
Perez (2005) relata um processo de recuperação de borra oleosa de fundo de tanque, o
qual utiliza vapor, solventes orgânicos e produtos químicos tensoativos para reduzir a
viscosidade da borra e assim permitir a remoção dos sólidos do óleo. Esse processo,
utilizando centrifugação para a separação, consegue obter um sólido com apenas 1500ppm de
Hidrocarbonetos Totais de Petróleo – TPH. O óleo recuperado equivalente a 16% do volume
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
66
total e, aproximadamente, 50% da fração oleosa da emulsão é incorporado ao processo de
produção tendo qualidade compatível. A centrifugação gera 7% de borra oleosa pesada.
A produção de petróleo necessita de calor para a realização de vários processos, sendo
o vapor a forma de transferência de energia térmica mais utilizada na indústria. Esta é uma
atividade necessária ao processo. Assim, conhecer as melhores práticas é fundamental para o
bom andamento da atividade.
(Bhatt, 1999; DOE, 2002) apresentaram várias oportunidades de melhoria, conforme o
Quadro 02, em sistemas de geração e distribuição de vapor, relacionando-as com as diversas
atividades/operação realizadas nesses sistemas.
Quadro 02 Oportunidades de melhoria de performance para Sistema de Geração e Distribuição de
Vapor.
01–Eficiência de Combustão
ƒ Controle do excesso de ar dos ventiladores, ingresso de ar indesejado na fornalha e
vazamento no pré-aquecedor.
ƒ Manutenção da temperatura e pressão ótimas do combustível e ar injetados no queimador.
02–Eficiência na transferência de calor
ƒ Garantir a adequada superfície para transferência de calor.
ƒ Manter alta limpeza na fornalha e pelo lado da água, utilizando esquemas de limpeza
contínuo e intermitente.
ƒ Manter o isolamento térmico nas condições adequadas minimizando perda de radiação pelas
paredes da fornalha.
03–Eficiência de material
ƒ Minimizar perda de vapor pelas descargas de fundo, “vent”, e pela abertura freqüente de
válvulas de alivio de pressão.
ƒ Minimizar perda pelas descargas de fundo através de controle de contaminantes.
04–Eficiência na linha de vapor
ƒ Verificar funcionamento dos purgadores garantindo que apenas vapor superaquecido entre
na linha principal e que líquido sub-resfriado entre na linha de retorno após uso.
ƒ Minimizar perdas de vapor em purgadores escolhendo equipamentos adequados.
ƒ Isolar linhas fora de uso.
05–Eficiência no uso
ƒ Encurtar o tempo de processamento, apurar o controle de temperatura e fluxo de vapor para
os equipamentos usuários.
ƒ Minimizar perdas de selos, drenos etc, e equipamentos de fim de linha.
ƒ Instalar equipamentos de recuperação de calor (economizadores de água de alimentação
aquecedores de ar de combustão)
06–Condensado não recuperado
ƒ Garantir que todo condensado seja reciclado.
ƒ Uso de filtros para condensado que esteja em contato indireto (trocadores de calor) com óleo.
07– Eficiência de todo circuito
ƒ Apurar o rastreamento dos níveis de carga para a tarefa útil, considerando a saída do vapor
da caldeira.
Construção própria com base em (DOE 2002, p. 26; Bhatt 1999, p. 295)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
67
Jaber, McCoy e Hart (2001) também apresentaram algumas recomendações para um
sistema de geração e distribuição de vapor tais como: avaliar a necessidade real de pressão e
temperatura do vapor a ser utilizado; remover os depósitos de cálcio e magnésio nos
trocadores de calor evitando perdas por aquecimento excessivo; identificar e corrigir os
vazamentos de vapor, bem como isolar termicamente as tubulações de passagem de vapor.
Essas práticas promovem aumento na eficiência do sistema na ordem de 20% a 30%.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
68
3.3 PROCESSO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO
O objeto de estudo, ao qual foi aplicado a metodologia de PmaisL, é um sistema de
produção de petróleo. Por isso foi necessária a aquisição do conhecimento da tecnologia de
produção utilizada na estação.
Um sistema de produção de petróleo é estruturado com o objetivo de coletar a emulsão
oleosa ou petróleo cru de um ou mais campos de petróleo e tratar essa matéria-prima, por
processos de separação, em seus constituintes básicos: óleo, gás natural, água produzida e
impurezas (sólidos).
A produção de petróleo envolve vários processos menores, que indo desde a coleta nos
poços até a transferência dos produtos (Óleo e Gás Natural) para os clientes, incluindo-se a
destinação adequada da água produzida e dos resíduos gerados, passando por vários processos
de separação de fases e de armazenamento. Thomas et al (2001) chamam esses vários
processos de processamento primário de petróleo, sendo dividido em três etapas:
– separação do óleo, do gás e da água;
– tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos;
– tratamento da água para reinjeção ou descarte.
3.3.1 Coleta de Petróleo
O sistema de coleta de petróleo é instalado de modo a que a produção de vários poços
seja transportada para uma estação de separação. Um sistema de coleta pode consistir de
linhas de produção singelas ligando um poço ao seu equipamento de separação ou muitas
linhas de produção conectadas a um “header” que também se conecta a uma estação de
separação (SKINNER 1982). Um “header” em um sistema de coleta ou distribuição provê
um meio de reunir várias linhas de produção em uma única linha de coleta de maior diâmetro.
Válvulas são instaladas nessas linhas de modo a poder isolar cada uma delas durante a
operação e manutenção.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
69
As linhas de produção geralmente são fabricadas em aço-carbono, porém materiais
sintéticos como polietileno e fibra de vidro podem ser utilizados. As linhas de coleta por
estarem submetidas a baixas pressões não rompem, portanto vazamentos acontecem por
pequenos orifícios causados por corrosão externa ou menos freqüentemente interna ou
eventualmente por falha de material.
Além da coleta por linhas, o petróleo pode ser transportado por carretas, o que ocorre
nos poços afastados do sistema de escoamento implantado, ou quando a viscosidade do óleo é
bastante elevada fazendo com que as perdas de calor no deslocamento sejam suficientemente
grandes para promover a perda de fluidez do óleo e o conseqüente bloqueio da linha. No caso
de elevada viscosidade do óleo a transferência por carretas requer a utilização de vapor para o
descarregamento.
A viscosidade descreve a resistência ao escoamento e pode ser entendida como a
medida da fricção de um fluido, sendo uma função da temperatura, pressão e espécie
molecular. A composição do óleo baiano com elevado teor de parafinas é a responsável pela
alta viscosidade em baixas temperaturas.
Os problemas no manuseio e transporte de petróleos viscosos são conhecidos há muito
tempo, assim como o uso do calor para facilitar o seu deslocamento. Irani e Zajac (1981)
afirmaram que o uso do calor em óleos de elevado ponto de fluidez era uma prática
generalizada.
Schuster e Irani (1984) utilizaram as informações de comportamento reológico e
composição de óleo para identificar opções de minimização de consumo de energia no
transporte desses óleos.
Sifferman (1979), Irani e Zajac (1981), estudando o manuseio e o escoamento de petróleos parafínicos, observaram a influência da temperatura na viscosidade desses óleos. A
viscosidade fica relativamente constante com relação à temperatura até o ponto de
congelamento, e a partir daí aumenta rapidamente. O ponto em que ocorre uma abrupta
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
70
elevação de viscosidade do óleo e conseqüente aumento da resistência ao escoamento com a
redução de temperatura é conhecido por ponto de fluidez. Esse comportamento pode ser
visto, no gráfico de viscosidade aparente versus temperatura, na Figura 12 a seguir. A partir
desse ponto torna-se necessária à adição de calor para redução da resistência ao escoamento
Viscosidade
Viscosidade
do óleo.
nto
Po
de
id
flu
ez
temperatura
Figura 12– Gráfico esquemático temperatura x viscosidade adaptado de Sifferman
(1979) e Irani e Zajac (1981).
A coleta de óleo por carretas utiliza caminhões-tanque com serpentinas em seu
interior, as quais têm a função de transferir calor do vapor para o aquecimento do óleo. Esse
processo segue a equação geral para transferência de calor. (VIEIRA 1986).
Qt = K × A × ( Tsa − To
)
Equação 06
Qt= Quantidade de calor transferida por unidade de tempo (kJ / h )
K= Coeficiente de transmissão de calor da serpentina para o óleo (kJ/m2.h .°C)
A = Área de serpentina (m 2)
T sa = Temperatura da superfície de aquecimento (°C)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
71
To = Temperatura do óleo (°C)
O mesmo Vieira (1986) propõe que as perdas de calor podem ser calculadas pela
equação de transmissão de calor, utilizando a variação de temperatura, em lugar da média
logarítmica como uma aproximação.
Usando serpentina de vapor em um fluido viscoso como óleo pesado o coeficiente de
transferência de calor teórico é de cerca de 195kcal/m2.h.°C.Mas é normal considerar o
coeficiente real de transmissão de calor na ordem de (68 a 98) kcal/m2. h.°C. (VIEIRA 1986).
Pagy (1986), mesmo reconhecendo que a queda de pressão do vapor em serpentinas
depende de vários fatores, esta pode ser estimada em 0,12 kg/cm2 para cada 100 metros de
comprimento para tubulações com 11/2” e 2” de diâmetro. Serpentinas excessivamente longas
ou sem queda na direção do fluxo facilita o acúmulo de condensado e freqüentemente fica
inundada.
Conhecer o processo de coleta de óleo por carretas implica monitorar as variáveis
preponderantes: o consumo de vapor é uma delas. A medição de consumo de vapor é um
processo que pode ser realizado de várias maneiras. Pagy (1986) propôs três: dados do
fabricante; medida direta através do condensado e cálculo teórico.
A medida direta é realizada com: um reservatório, uma balança, um mangote,
manômetro na saída do condensado e um termômetro, conforme desenho esquemático na
Figura 13. O termômetro e o manômetro têm por finalidade estabelecer as condições da
medição.
O reservatório deverá conter no início da medição certa quantidade de água de modo a
permitir que o vapor de reevaporação formado pela descompressão do vapor não seja perdido.
A medição de tempo para realizar a incorporação de massa no recipiente permite estabelecer a
vazão de vapor.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
72
Termômetro
Manômetro
Mangote
Reservatório
Vapor
Balança
Figura 13 – Desenho esquemático do processo de medição de vazão de vapor
Spiraxsarco (2005a) cita os mesmos métodos vistos em Pagy (1986), mas acrescenta
um para a medição da taxa de uso de vapor e o divide em duas categorias: aplicações sem
fluxo e aplicações com fluxo. As aplicações sem fluxo são utilizadas para equipamentos
fechados como tanques. Para essas medições, é considerado que dois processos de
aquecimento requerem a mesma quantidade de energia, mas diferentes intervalos de tempo.
Assim a taxa de transferência de calor será diferente, mas a quantidade total de calor
transferido será a mesma. O cálculo pode ser feito utilizando a equação abaixo:
m Fl × C P × ∆T ÷ t = Qv × H SV
Equação 07
Onde mFl = massa de fluido (kg), Cp= calor específico (kJ/kg/ºC) , ∆T= acréscimo de
temperatura ºC, t= tempo para aquecimento do líquido (s), Qv= taxa de consumo médio de
vapor (kg/s), Hsv= Entalpia específica do vapor (kJ/kg).
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
73
3.3.2 Separação de Fases do Petróleo
O processamento primário, assim chamado para diferenciar do processamento
propriamente dito, realizado nas refinarias tem como objetivo a separação das fases
constituintes do petróleo bruto. Ou seja, a recuperação do gás sob condições controladas e
remoção da água e demais impurezas, tornando o óleo estável para transferência. O
processamento do petróleo, portanto ocorre em duas etapas distintas: a desidratação que
ocorre nas Instalações de Produção e a dessalgação nas Refinarias.(RAMALHO 2000).
O óleo coletado nos poços pode conter partículas dispersas de compostos inorgânicos.
Esses contaminantes são basicamente: SiO2 (óxidos de silício), lodo, areia, CaCO3, CaSO4,
BaSO4, FeS, CuS, Fe3O4, Fe2O3. O sulfeto de ferro é o sal mais comum e está normalmente
associado aos fenômenos naturais do reservatório, ou produtos de corrosão nas tubulações e
demais facilidades de produção. Esses sedimentos são detectados pelo teste de “Basic
Sediments and Water” ou BS&W (Sedimentos Básicos e Água). (ÍNDIO DO BRASIL e
AZEVEDO FILHO 2002).
O processo de separação é o coração do tratamento de petróleo, e se processa em duas
fases a separação gás-líquido e a óleo-água. No primeiro estágio é realizada a separação gáslíquido, o que ocorre num vaso vertical, separador de gás, provido de separador de névoa,
chapa defletora, volume para acúmulo de líquidos e instrumentos de controle, como mostra a
Figura 14.
O fluido entrando no vaso é direcionado pela chapa defletora de forma que as grandes
partículas de líquido sejam conduzidas para baixo e o gás escoe em sentido ascendente,
carregando somente pequenas partículas de líquido. No eliminador de névoa, as partículas de
líquido são coalescidas e retidas, saindo pelo topo um gás saturado e praticamente isento de
líquido.
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74
Eliminador
de nevoa
Chapas
defletoras
Acumulador
de liquido
Figura 14– Separador gás-líquido– Desenho esquemático.
No segundo estágio ocorre a separação óleo-água, quando se realiza a desestabilização
da emulsão em seus constituintes básicos: óleo e água. A separação óleo-água considera a
taxa de sedimentação de gotículas dispersas em um campo gravitacional. Para líquidos com
densidades diferentes, as gotículas começarão a sedimentar (ou flotar) devido ao efeito de
empuxo, assim a gota atinge uma velocidade limite que pode ser calculada pela lei de Stokes.
A velocidade de sedimentação é fortemente influenciada pelo diâmetro das partículas,
considerada o fator mais importante.(ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002)
A Lei de Stokes, apresentada na Equação 08, estabelece que a velocidade de
decantação de uma partícula em um meio líquido depende da diferença de densidade entre
esses líquidos (fase contínua e fase dispersa), do diâmetro da partícula e da viscosidade
dinâmica do óleo.
V = [( D × D × g × ∆ρAO ) ÷ 18µO ]
onde:
Equação 08
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75
V = Velocidade de queda das partículas relativa ao líquido.(m/s)
∆ρ AO= Densidade diferencial entre água e o óleo. (kg/m3)
D = Diâmetro das partículas de água. (m)
µo = Viscosidade dinâmica do óleo (N.s/m2)
g= Aceleração da gravidade (m/s2)
O tratamento do óleo, em instalações terrestres conhecidas internacionalmente como
“on shore”, é realizado em tanques de lavagem e tratadores eletrostáticos (THOMAS, ET AL
2001). Os tanques lavadores são equipamentos que operam com base na separação
gravitacional com fluxo vertical, o que implica numa baixa eficiência de remoção de óleo.
Aqui o balanço de forças influenciando a separação não atinge o seu máximo, uma vez que a
força gravitacional atua em sentido contrário ao fluxo. Já os equipamentos com fluxo
horizontal têm melhor eficiência, porquanto nestes a força gravitacional tem uma componente
que atua paralela ao fluxo, o que facilita a separação.
Os tanques de lavagem são empregados para grandes vazões de tratamento e BS&W
na faixa de moderado a muito alto. Utilizam vapor como meio de aquecimento da emulsão e
baixas pressões de operação (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002).
De Wit (1974) pesquisando os tanques de lavagem verificou que o tempo de
residência da emulsão nesses equipamentos convencionais era de (8 a 24) horas e que as
gotículas inferiores a 80 micra de água salgada ou 120micra de água doce não são separadas.
Powers (1996) estudando os tanques de lavagem da empresa petrolífera CONOCO
afirmou que esses equipamentos, apesar de terem surgido no começo da indústria de produção
de petróleo, era freqüentemente o meio preferido para desidratação do óleo em locais de clima
quente, ou onde as circunstâncias fazem o calor desnecessário ou barato.
A essência da separação óleo-água está na desestabilização da emulsão oleosa formada
pelo óleo, água e gás produzidos no reservatório de petróleo. Uma emulsão de óleo cru é uma
dispersão de gotículas de água em óleo. Segundo Kokal (2002) podem ser classificadas em
três grupos, conforme segue:
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ƒ
emulsões de água em óleo (A/O);
ƒ
emulsões de óleo em água (O/A);
ƒ
emulsões complexas.
76
A emulsão de água em óleo (A/O) consiste de gotículas de água em uma fase contínua
de óleo, enquanto a emulsão de óleo em água (O/A) a fase contínua é a água. Na indústria do
petróleo o tipo de emulsão mais comum é a de água em óleo. (KOKAL, 2002).
(Kokal 2002; Vega, Delgado e Vega 2002) em recente trabalho avaliaram que embora
termodinamicamente as emulsões sejam sistemas instáveis – devido à tendência natural dos
sistemas líquido-líquido de reduzirem à sua área interfacial – algumas delas apresentam
estabilidade cinética, o que permite a sua existência por longos períodos de tempo. As
emulsões de petróleo podem ser estabilizadas por alguns componentes naturais presentes no
próprio petróleo, a exemplo de emulsificantes e sólidos finos da formação.
Kokal (2002.) afirma que desestabilização da emulsão oleosa é o objetivo da produção
de petróleo e pode ser obtida pelo aumento da velocidade de quebra dessas emulsões, através
dos seguintes fatores:
–aumento da temperatura;
–redução na agitação ou cisalhamento;
–aumento do tempo de residência;
–remoção de sólidos;
–controle de agentes emulsificantes.
Para Índio do Brasil e Azevedo Filho (2002), a quebra da emulsão pode ser
conseguida por vários meios: decantação, adição de desemulsificante, aquecimento, filtração e
campo elétrico.
Warren (2002) avalia que historicamente a separação óleo-água depende: de calor para
o controle de viscosidade; de produtos químicos para desestabilização dos agentes
emulsificantes naturais contidos no petróleo e do tempo de retenção sob condição tranqüila de
fluxo para permitir a sedimentação das partículas.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
77
De Wit ( 1974) estudando o processo de produção de petróleo referencia a existência
de dois processos de separação óleo-água: o elétrico, que requer relativamente alta
temperatura (150ºF a 180º F) e o processo químico, que requer temperaturas mais baixas entre
(80ºF e 120ºF). O campo elétrico é considerado o mais eficiente meio de desemulsionamento
(ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002).
Kokal (2002), analisando vários sistemas de produção de petróleo da empresa Saudi
Aramco, observa que a desestabilização da emulsão se realiza por um das seguintes técnicas,
sendo isoladamente ou em conjunto:
–redução da velocidade de fluxo permitindo a separação gravitacional das partículas oleosas,
o que ocorre em separadores de grandes volumes;
–adição de desemulsificante;
–aumento na temperatura da emulsão;
–aplicação de campo elétrico para provocar coalescência;
–troca das características físicas da emulsão.
Ainda Kokal (2002) lista quatro métodos para quebra de emulsão de petróleo,
conforme segue:
Método térmico – Baseado em que um aumento na temperatura reduz a viscosidade
do óleo e aumenta a taxa de decantação de água. Este método tem como desvantagem: o
aumento do custo pela necessidade de calor, aumento da perda dos leves e do grau APIº do
óleo e o aumenta da tendência para a corrosão e deposição de incrustações.
Método mecânico – É utilizado para separação de água livre de emulsão. Basicamente
atua na separação gravitacional (Tanque de decantação, Tanque de água livre e separadores de
duas e três fases são exemplos).
Método elétrico – A desidratação elétrica está baseada no fato de que as gotículas de
água possuem carga elétrica e que elas se movem colidindo umas com as outras quando um
campo elétrico é aplicado. A desidratação elétrica é raramente usada sozinha como método de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
78
quebra de emulsão. Geralmente é utilizada com produtos químicos e calor favorecendo a
redução dos custos do processo.
Método químico – É de longe o mais comum método de tratamento de emulsões. Os
desemulsificantes são formulados para neutralizar o efeito do agente emulsificante contido no
petróleo, o qual estabiliza a emulsão formada pela mistura óleo-água. Esses produtos
químicos quando adicionados à emulsão migram para a interface óleo-água e rompem ou
enfraquecem o filme rígido que separam as gotículas, promovendo a sua coalescência. Uma
ótima aplicação do método requer:
–seleção e quantidade adequada do produto desemulsificante para uma dada emulsão;
–adequada mistura do produto na emulsão;
–tempo de retenção suficiente para a decantação das gotas de água;
–adição de calor, campo elétrico, coalescedores, etc.
No tratamento químico utilizado na indústria do petróleo o desemulsificante é
selecionado através de ensaios de laboratório, sendo o mais utilizado o Teste da Garrafa. A
partir do meio da década de 80 (oitenta) a concentração de desemulsificante no petróleo
reduziu para uma faixa entre 5 ppm e 20 ppm, utilizando produtos à base de aminas de
poliéster e combinações sinérgicas. (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO, 2002).
O aquecimento é uma forma auxiliar eficaz no tratamento das emulsões, dado que são
conseguidos vários efeitos, em destaque: a redução da viscosidade do óleo o que propicia
aumento da sedimentação e a dilatação das gotículas, gerando enfraquecimento da película
emulsionante e conseqüente aumento da coalescência.
Embora a elevação de temperatura seja eficiente para promover a separação dos
fluidos, os custos de investimento e de operação são elevados. Eles aumentam muito para
temperaturas mais altas. Assim, o uso de temperaturas menos elevadas associadas a outros
métodos são quase sempre mais vantajosas, (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO
2002).
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
79
O calor necessário para o processo de separação segue os mesmos princípios
orientados por Vieira (1986) e Soares (1987) citados no item 3.3.4–armazenamento de óleo.
3.3.3 Tratamento da Água Produzida
A água produzida é a água trazida com o hidrocarboneto durante a extração do óleo e
gás e pode incluir: a água naturalmente presente nos reservatórios; a água de injeção com os
aditivos para a separação óleo-água e os aditivos químicos adicionados nas operações de
intervenção no poço. A quantidade de água produzida associada ao óleo varia muito em
função do estágio de produção da bacia, podendo alcançar valores da ordem de 5% em
volume, no início da produção, ou até mesmo atingir valores bastante próximos de 100% ao
fim da vida econômica do poço.
Há dois tipos de processos para remover óleo da água produzida. Um é baseado na
diferença de massa específica entre a água produzida e o óleo disperso e o outro que utiliza a
filtração ou coalescência (BANSAL E CAUDLE 1998).
O tratamento da água produzida também se realiza em grandes tanques flotadores,
baseados na separação gravitacional. A estabilidade maior da emulsão produzida– durante as
etapas anteriores e devido principalmente ao seu envelhecimento– torna necessário um maior
esforço para tratá-la.
Gonzalez et al (2002)– reconhecendo que a quebra da emulsão da água produzida e
sua purificação para descarte são etapas difíceis devido à estabilidade dessas emulsões, e que
isso representava uma importante conquista para a indústria do petróleo– realizaram
experimentos laboratoriais visando avaliar a eficiência de quebra dessas emulsões utilizando
polieletrólitos. Nesse trabalho concluíram os autores que quando um determinado
polieletrólito é eficiente para a separação óleo-água este gera sólidos residuais, e quando os
sólidos não são gerados, caso dos polieletrólitos não-iônicos, o óleo não se separa.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
80
Os mesmos Bansal e Caudle (1998) estudando o tratamento de água produzida
constataram que a operação eficiente das unidades de flotação requer o uso de vasos de
repouso, antes da unidade. Esses vasos são tanques grandes para permitir um ambiente com
baixíssima velocidade de escoamento, adequado para a separação da emulsão.
A flotação pode ser classificada como convencional ou a gás. Na primeira, a separação
ocorre por diferença de densidade; na segunda, pela introdução de um fluxo de gás na massa
líquida, (AZEVEDO FILHO E SOUZA FILHO 2002). A flotação convencional funciona
baseada na separação gravitacional cujo tempo de retenção varia de 2horas a 6horas. A água
contendo traços de óleo fica residente no tanque o tempo suficiente para que as partículas de
óleo– por diferença de densidade– sejam carreadas até a superfície formando uma película de
óleo. A drenagem da água ocorre pela parte superior do equipamento.
Em algumas unidades de produção pode ser necessária a filtração da água para atender
aos requisitos de qualidade para ser injetada no reservatório local. Segundo Índio do Brasil e
Azevedo Filho (2002), os problemas associados à presença da água salgada no petróleo são:
ƒ
a necessidade de superdimensionamento das instalações de coleta, armazenamento e
transferência;
ƒ
o maior consumo de energia;
ƒ
a redução na segurança operacional e ambiental; pois devido à presença de
microorganismos, os sais dissolvidos e os gases aumentam os riscos de corrosão nas
tubulações e demais equipamentos.
Bansal (1993) estudou os efeitos dos fluidos não-produzidos na eficiência dos
equipamentos de tratamento. Concluiu que os surfactantes e os sólidos molhados por óleo
podem aumentar muito a estabilidade das gotas de óleo e, portanto, são responsáveis pela
redução na eficiência desses equipamentos de separação. Propôs também que o controle da
reciclagem desses fluidos no processo era a opção mais prática e efetiva para lidar com o
problema.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
81
A emulsão formada pelo ácido gasto retornando ao fluxo de produção causa a
precipitação de sólidos devido à incompatibilidade dos aditivos com os fluidos dos poços
(HEBERT et al, 1998).
Hebert et al (1998) avaliando as opções para tratamento dos fluidos não-produzidos
reforçaram a necessidade de otimização das atividades de estimulação de poços e listaram as
opções preferidas para manusear com os fluidos ácidos de retorno, conforme segue:
–disposição no mesmo local por injeção em poço de sub-superficie;
–transporte para outro local para injeção em poço de sub-superficie, ou disposição
comercial;
–tratamento no local para reduzir o teor de óleos e graxas e recombinação com a água
existente para injeção em poços, ou descarte direto.
Brown (1999) relatou que o método tradicional para lidar com problemas de fluidos
não-produzidos era adicioná-los lentamente ao sistema de tratamento de óleo e aumentar a
adição de produtos químicos. Outra opção era injetar esses fluidos em poços de descarte.
Após o tratamento da água é adicionado seqüestrante de oxigênio na dosagem de 8
ppm para cada 1 ppm de oxigênio dissolvido na mesma. O aditivo utilizado é à base de sulfito
de sódio.
3.3.4 Armazenamento do Óleo
O armazenamento do óleo ocorre após o tratamento e tem como finalidade prover
volume pulmão para a estação otimizar a transferência. O armazenamento do petróleo requer
calor para reduzir a viscosidade do óleo e assim permitir o seu bombeamento.
(SPIRAXSARCO 2005b).
Schuster e Irani (1984), estudando a estocagem e transferência de óleos parafínicos, já
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
82
percebiam que significante quantidade de calor e hidrocarbonetos voláteis poderia ser salva
quando a temperatura do tanque de estocagem era reduzida.
Vieira (1986), estudando o aquecimento e armazenamento de óleos e outros líquidos,
concluiu que na prática o calor necessário ao aquecimento de um fluido dentro de um tanque é
a soma das perdas por radiação nas piores condições de trabalho mais o calor necessário –
numa determinada velocidade de aquecimento – para alcançar a temperatura desejada.
O calor necessário para elevar a temperatura do conteúdo do tanque é calculado pela
equação 09.
Q2 = m × C PP × ( TF − TI
)
Equação 09
Onde:
Q 2 = Quantidade de calor necessário para o aquecimento (kJ).
m = massa do produto (kg).
C pp = Calor específico do petróleo (kJ / °C).
T F = Temperatura final (°C)
T I = Temperatura inicial (°C)
O calor específico utilizado para o cálculo do calor necessário para aquecimento do
petróleo varia com a temperatura e a densidade, conforme visto na equação 10. (PERRY
1997)
C PP = A ÷ d15 + B( To − 15
)
Equação 10
Onde:
Cpp = Calor específico do petróleo (cal / g. º C)
A = 0,415 e B = 0,0009
3
d 154 = Densidade do óleo (g/cm )
To=temperatura do óleo (ºC)
O cálculo do calor necessário para aumento de temperatura é direto. No entanto, o
cálculo das perdas de calor é mais complexo, e usualmente dados empíricos ou tabelas
baseadas em várias considerações têm que ser levados em conta. (SPIRAXSARCO, 2005b).
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
83
A perda de calor pela superfície quando o tanque é colocado sobre o solo usualmente é
desprezível. (SPIRAXSARCO, 2005b).
Vários autores apresentaram trabalhos propondo coeficientes globais de transferência
de calor para tanques de petróleo e outros equipamentos aquecidos (Nunes e Lavaquial 1971;
Vieira 1986; Spiraxsarco 2005b), o mais recente, apresenta uma compilação de dados para
diversas situações conforme Tabela 02 a seguir.
Tabela 02 – Coeficientes globais de transferência de calor para tanques de petróleo.
Posição do tanque ∆T entre o óleo Coef. de transferência de calor em W/m2/ºC
e o ar.
Não isolado
Isolado
Até 10ºC
6,8
1,7
Tanque abrigado
Até 27ºC
7,4
1,8
Até 38ºC
8,0
2,0
Até 10ºC
8,0
2,0
Tanque exposto
Até 27ºC
8,5
2,1
Até 38ºC
9,1
2,3
Tanque enterrado Todas
6,8
Retirado de Spiraxsarco (2005b, p. 4).
O armazenamento de petróleo parafínico é sujeito a deposição das frações pesadas no
fundo do tanque. Esses depósitos provocam: a redução do volume útil do equipamento, o
bloqueio das linhas de sucção do petróleo, a perda do produto, além do aumento dos custos de
remoção e tratamento dos resíduos gerados. Esses compostos são essencialmente: mistura de
hidrocarbonetos (n-parafina) de cadeias longas com faixa de C15 a C75+ e de natureza
cristalina que tendem a precipitar de óleos crus abaixo de seu ponto de névoa. (HAMMAMI E
RAINES 1999).
O ponto de nevoa é definido como a temperatura na qual o conteúdo de parafina do
óleo começa a solidificar e formar cristais, fazendo o petróleo ter uma aparência fosca e sem
brilho. (API 2001).
Shaheen, Ibrahim e Raoul (1999) estudaram a deposição de parafinas e identificaram
os fatores que a influenciam como sendo internos e externos. Os fatores internos são: o tipo de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
84
óleo (leve ou pesado) e a viscosidade; os fatores externos são: a variação de temperatura e o
tempo de mobilização parcial ou total. Esses fatores atuam como catalisadores da deposição
das parafinas no fundo dos tanques.
Mc Claflin e Whitfill (1984) classificaram os métodos para lidar com os depósitos de
ceras e parafinas em quatro categorias: mecânicos, térmicos, químicos e combinados. Garcia
(2001), por sua vez, divide esses métodos em duas categorias. Os de remoção: mecânico,
térmico e químico; e os de prevenção: dispersantes e modificadores de cristalização. Esta
visão de Garcia já orienta para a PmaisL, vez que prevê a opção de evitar a geração do resíduo
de fundo de tanque, considerando a possibilidade de redução custos.
Garcia (2001) realizou estudo visando o uso de agentes químicos inibidores de
deposição de parafinas em vários tipos de óleos crus com variados graus API e identificou que
é possível reduzir o ponto de fluidez de alguns óleos entre 3ºC e 18ºC de acordo com a
composição do óleo. Salientou, porém, que são necessárias soluções especificas para cada
campo ou mesmo para cada poço de petróleo.
Sadeghazad e Ghaemi (2003) discutiram os mecanismos de deposição de borras de
petróleo em tanques, nos poros da rocha reservatório, ou mesmo nas linhas de produção. Os
autores estudaram a deposição de parafinas e os mecanismos de biodegradação; e
demonstraram que é possível a utilização de microorganismos ou materiais enzimáticos para a
degradação das parafinas depositadas. A degradação se realiza pela quebra das moléculas
maiores das parafinas produzindo compostos químicos com cadeias menores que atuam como
solvente, promovendo a solubilização das parafinas.
Os microorganismos testados para o propósito de reduzir a deposição de parafinas
foram as Pseudomonas Aeruginosas, Bacilus Subtillis, Bacilus Licheniformis e suas misturas.
O B. Licheniformis foi o que apresentou a maior redução de densidade e viscosidade.
Existem vários trabalhos procurando controlar a deposição de parafinas no processo de
produção. Estudos de Ahn et al (2005) identificaram que com a adição de desemulsificante
adequado é sempre possível eliminar a deposição de parafinas, pelo menos num curto período
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
85
de tempo. Verificaram adicionalmente que ocorre redução nos depósitos de parafinas quando
aumenta a velocidade do fluido e o cisalhamento.
O armazenamento do óleo, além de atender aos requisitos operacionais, está
relacionado ao processo de medição fiscal para transferência, estabelecido pela Agência
Nacional do Petróleo–ANP, órgão regulador da atividade petrolífera no Brasil, (BRASIL
2000). Assim modificações no processo que afetem a sistemática de medição do óleo nas
estações necessitam de aprovação do citado Órgão.
A Portaria Conjunta nº 1, de 19 de junho de 2000, emitida pela Agência Nacional do
Petróleo (ANP) e pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
– INMETRO, estabelece algumas regras para a localização dos pontos de medição, como
transcrito no item 5.3, daquele documento, conforme abaixo. No caso da Estação B a medição
fiscal ocorre nos tanques de armazenamento.
“os pontos de medição fiscal de produção de petróleo devem localizar-se
imediatamente após as instalações de separação, tratamento e tancagem de
produção, e antes de quaisquer instalações de transferência processamento,
estocagem em estações, transportes ou terminais marítimos.”
Com relação à medição fiscal em tanques a referida Portaria estabelece em seu item
6.1.7.1 a necessidade de que o tanque esteja selado quando da realização da medição. “...
durante o ciclo de enchimento, as válvulas de saída de petróleo de tanques para o ponto de medição
devem estar fechadas e, no caso de medição fiscal, devem estar seladas.”
3.3.5 Geração e Distribuição de Vapor
O sistema de geração e distribuição de vapor tem como função converter a energia
química de um combustível em energia térmica e disponibilizá-la nos diversos pontos de
consumo dentro de uma instalação de produção. Para viabilizar esse propósito a energia
térmica é armazenada sob a forma de vapor, o qual pela versatilidade e multiplicidade de usos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
86
é o fluido de aquecimento indireto mais utilizado nos processos industriais. Um sistema de
geração de vapor consiste de duas principais unidades: o gerador de vapor ou caldeira e o
circuito de carga. (BHATT 1999).
Soares (1987) considerava o sistema de vapor como constituído de gerador de vapor,
rede de distribuição, o equipamento utilizador, o vapor de reevaporação e, ainda, o
aproveitamento do condensado. Neste sistema a caldeira é o coração do processo. Nela é
produzido o vapor de água à pressão acima da atmosférica utilizando o calor produzido na
câmara de combustão.
As caldeiras podem ser classificadas de acordo com as suas características de serviço,
tais como: a finalidade, fonte de aquecimento, conteúdo nos tubos, princípio de
funcionamento, pressão de serviço e tipo de fornalha. As que produzem vapor pela queima de
combustíveis são classificadas em dois grandes grupos, conforme o conteúdo nos tubos:
flamotubulares e aquatubulares. (PETROBRAS 2004c).
Bega (1989) identifica basicamente dois tipos de caldeiras em função do seu desenho:
as caldeiras fogotubulares, ou tubos de fogo, que trabalham a pressão aproximada de até
150psig. Outro tipo de caldeira é o aquatubular, ou tubos de água. Neste segundo tipo de
equipamento a água flui dentro de tubos, enquanto o gás aquecido, dentro de um invólucro,
transfere calor para a água. Esses equipamentos são utilizados para gerar vapor de alta
pressão.
Nas caldeiras flamotubulares os gases quentes da combustão circulam no interior de
tubos que atravessam o reservatório de água a ser aquecida para produzir vapor. Os tubos são
montados como nos permutadores de calor, com um ou mais passes. Existem vários tipos de
caldeiras flamotubulares, dentre os quais se destacam a vertical e a horizontal.
Nas caldeiras aquatubulares a água a ser aquecida passa no interior de tubos que, por
sua vez, são envolvidos pelos gases de combustão.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
87
Garcia–Borras (1983) salienta que as caldeiras fogotubulares são as mais populares,
sendo utilizadas em pequenas plantas industriais. As vantagens desse tipo de equipamento é a
sua elevada eficiência, acima de 80%. O DOE (2002) afirma que esses equipamentos têm
como vantagem, além da eficiência, a durabilidade.
Ozdemir (2004) após realizar pesquisa visando identificar os parâmetros críticos para
o desempenho de caldeiras verificou que embora a performance dos queimadores seja crítica
para a eficiência, este não é um parâmetro operacional no mesmo sentido que o excesso de ar.
Conclui o pesquisador que uma ótima eficiência de combustão de caldeira envolve o controle
do excesso de ar suprido. A eficiência da caldeira pode ser aumentada em 1% para cada 15%
de redução no excesso de ar: ou 1,3% de redução no teor de oxigênio.
O mesmo Ozdemir mostra que as perdas de energia numa caldeira surgem de cinco
categorias principais:
ƒ
Calor perdido da chaminé pelos gases de saída secos (excluindo vapor d’água);
ƒ
Calor perdido da chaminé pelo vapor d’água quente, incluindo ambos o calor sensível
e o latente;
ƒ
Combustível não queimado e produtos de combustão incompleta;
ƒ
Perdas de calor da estrutura da caldeira através do isolamento;
ƒ
Calor perdido pela purga da caldeira.
Franchi (1987) listou os pontos de perdas nos sistema de geração de vapor (caldeiras),
relacionando as respectivas causas, conforme Quadro 03, a seguir:
Quadro 03– Pontos de perdas em caldeira.
Pontos de perda
Causa
Perdas na combustão
Perdas por radiação
Perdas em purgas, drenagens, vents, etc..
Perdas por diluição (excesso de ar)
Combustão incompleta
Construção da unidade - Isolamento
Qualidade da água
Estanqueidade;
Concepção das caldeiras.
Perdas por excesso na temperatura nos gases de Concepção da unidade (Falta de précombustão.
aquecedor para recuperação)
Perdas por bombeamento de ar (ventiladores)
Concepção construtiva
Perdas bombeamento de água
Concepção construtiva
Construção própria –Adaptado de (Franchi 1987)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
88
O sistema de distribuição de vapor é outro elemento de importância fundamental numa
instalação industrial, sendo o responsável por conduzir a energia do vapor até o equipamento
que irá realizar o processo industrial. Deve estar adequadamente dimensionado de modo a
propiciar o seu máximo aproveitamento e assim, evitar perdas. Este dimensionamento pode
ser realizado por critérios de perdas de carga nas linhas ou pela velocidade do vapor. Tanto
em um quanto no outro se requer o conhecimento do nível de pressão ótima para o produto
que está sendo aquecido ou processado. Pagy (1986) considerava que o nível ótimo de pressão
de vapor para o aquecimento de óleos deve situar-se entre (3.0 e 3.5)kgf/cm2. Justificava que
temperaturas equivalentes acima desses níveis de pressão propiciam a decomposição do óleo
e a sedimentação das frações pesadas. Soares (1987) compartilha com a idéia, mas considera
o nível ótimo de pressão em 3.0 kgf/cm2.
3.3.5.1–EFICIÊNCIA DE CALDEIRAS
A caldeira como sendo o gerador de vapor é a responsável direta pela conversão da
energia química do combustível em energia térmica do vapor. Por isso precisa ter a sua
eficiência conhecida e otimizada de modo a produzir os melhores resultados.
(Garcia-Borras 1985; Ozdemir 2004) estabelecem a eficiência de uma caldeira pela
medida da habilidade desta em produzir vapor de um dado suprimento de combustível. Esta
eficiência varia com o desenho, carga, idade do equipamento e vários outros fatores.
Cleaver-brooks (2004) afirma que para as caldeiras industriais há quatro definições de
eficiência, mas apenas uma é considerada verdadeira: a conhecida eficiência combustível–
vapor. Ela pode ser medida de duas maneiras. A primeira, considerando a razão entre a
quantidade de calor do combustível queimado e a quantidade de calor existente no vapor
produzido, multiplicado por 100. A segunda utiliza o balanço de calor adicionado pelo
combustível e considera a temperatura da chaminé e subtrai as perdas do sistema; excesso de
ar, radiação e convecção.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
89
Segundo Magalhães (1987) a eficiência das caldeiras pode ser medida com a seguinte
equação:
η c = Qv × ( H V − H AA ) ÷ C × PCS
Equação 11
Onde:
η = Eficiência da Caldeira
Qv = vazão de vapor (kg/h)
Hv= Entalpia do vapor (kJ/kg)
HAA= Entalpia da água de alimentação em (kJ/kg)
C= Consumo de combustível (kg/h)
PCS= Poder calorífico superior do combustível (kJ/kg)
Melhorar a eficiência das caldeiras é fundamental para a redução de custos e
minimização de uso de recursos naturais, principalmente combustíveis e água. Os métodos
para melhorar a eficiência das caldeiras são classificados em dois grupos, de acordo com a
necessidade de recursos financeiros: sem custo ou novo capital; e com custo e/ou
equipamento adicional. (GARCIA-BORRAS 1985)
3.3.5.1.1–MÉTODOS SEM INVESTIMENTO
Entre os principais métodos sem investimento são citados os seguintes:
ƒ
Redução do excesso de ar.
O excesso de ar de uma caldeira influencia fortemente a eficiência, porque quanto
maior o excesso de ar menor é a eficiência. O excesso de ar recomendado pelo mesmo autor é
de 10% para gás natural (equivalendo a 2.2% de O2 no gás da chaminé) sendo que o controle
de concentração de CO feito com sensor infravermelho deve ser de (150 a 250) ppm. Outra
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
90
maneira de medir o excesso de oxigênio é utilizar analisadores de CO portáteis. Neste caso a
freqüência de medição recomendada é semanal.
ƒ
Redução da temperatura dos gases de saída.
A alta temperatura da chaminé indica que calor está sendo perdido para o ambiente. A
temperatura deve ser mais baixa quanto possível sem causar corrosão por deposição de
partículas líquidas de ácido no metal da chaminé. A USEPA(2001a) recomenda que a
temperatura de chaminé deve ser de 50ºF (10ºC) a 100º F (37,8°C) acima da temperatura do
vapor saturado produzido. A temperatura da chaminé deve ser medida imediatamente após o
serviço de limpeza. Este valor deve ser usado como referência. O aumento de temperatura de
chaminé acima dessa referência é indício da necessidade de ajustes na razão ar/combustível
ou limpeza dos tubos da caldeira.
ƒ
Redução na pressão caldeira.
Esta ação representa um potencial de ganho de 1% para cada 70 psig a menos. Se o
serviço que usa o vapor não é prejudicado pela menor pressão deve-se proceder a esta
redução, pois oferece ganhos financeiros e ainda redução de perdas na caldeira e por
vazamentos nas tubulações.
ƒ
Redução de descarga de fundo.
As descargas de fundo são necessárias para evitar entupimentos das caldeiras por
sólidos presentes na água de alimentação. A alcalinidade e o teor de sólidos devem ser
verificados para ajustar a quantidade de descarga necessária para correta operação do
equipamento.
ƒ
Parar os vazamentos de vapor.
Vazamentos de vapor podem ser responsáveis por grandes volumes perdidos. Isso é
devido a que a perda é continuada. Para uma pressão de operação de caldeira de 100psig
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
91
um furo com diâmetro de ¼” pode resultar numa perda mensal de 210.000 libras.
ƒ
Parar vazamentos por purgadores de condensado.
Os purgadores são equipamentos responsáveis pela eliminação do liquido condensado
do sistema de distribuição de vapor, mantendo a eficiência do mesmo. Os cuidados de
manutenção e operação devem ser rotineiros, de modo a propiciar os reparos quando
detectados problemas.
3.3.5.1.2 –MÉTODOS COM ALGUM INVESTIMENTO.
Entre os métodos com algum investimento são citados os seguintes:
ƒ
Reduzir “Scale” e depósitos no lado da água.
“Scales” ou incrustações de sais inorgânicos nas paredes das tubulações e depósitos
reduzem a transferência de calor, pois esses sais têm baixa condutividade térmica. Com a
redução da transferência de calor, aumenta a perda para os gases de combustão, reduzindo o
assim aproveitamento do processo.
ƒ
Aumentar a temperatura do ar de combustão.
O uso de recuperadores de calor para o pré-aquecimento do ar de combustão reduz o
calor necessário para que a mistura combustível atinja a temperatura ótima de queima, assim
aumentando a eficiência da caldeira.
ƒ
Reduzir perda de calor na caldeira, vapor e válvulas.
Calor é perdido por radiação e convecção através das paredes da caldeira e tubulações
e válvulas não isoladas, ou com baixa isolação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ƒ
92
Recuperar energia do condensado.
O condensado ainda contém um considerável aporte energético que precisa ser aproveitado. A sua perda significa desperdício de energia e ainda de água. Justificando, portanto,
projetos para a sua recuperação. A USEPA (2001a) defende que a mais eficiente alternativa
para a recuperação de condensado é retorná-lo diretamente para a caldeira.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
93
4. METODOLOGIA
O trabalho objetivou a avaliação de um sistema de produção de petróleo utilizando os
critérios da PmaisL, a qual foi balizada pelas metodologias existentes: (UNEP 1996; CNTL
2003; CEBDS 2004).
A partir dos princípios técnicos da PmaisL e do conhecimento do processo de
produção de petróleo, foi desenvolvido o trabalho seqüenciando as etapas técnicas necessárias
à aplicação da metodologia, conforme segue:
1–Avaliação do processo produtivo, considerando os seguintes aspectos:
ƒ
coleta de dados e informações registradas em diversos documentos da empresa sobre
compras de produtos químicos, contratos de prestação de serviços e contas de energia
elétrica. A análise desses documentos permitiu conhecer os gastos com as entradas de
insumos, tais como: água, energia elétrica e quantidade de resíduos sólidos;
ƒ
Pesquisa de dados bibliográficos em periódicos, principalmente o Society of
Petroleum Engineer-SPE, em livros e “sites” especializados da Internet contemplando
a experiência de outras empresas na prevenção da poluição, com ênfase na busca de
artigos sobre processo de produção de petróleo e minimização de resíduos;
ƒ
Consulta ao pessoal técnico especializado em assuntos inerentes ao projeto e a
operação das instalações de produção de petróleo, quanto a detalhes do processo;
ƒ
Visita às instalações da Estação objeto do estudo e realização de entrevistas com
operadores e supervisores para coleta de dados sobre os procedimentos e tarefas do
processo;
ƒ
Análise de procedimentos de execução das tarefas realizadas na estação;
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ƒ
94
Acompanhamento das operações realizadas na unidade de produção.
2–Levantamento da quantidade de resíduos gerados por cada processo, utilizando dados
históricos disponíveis na instalação ou dados de instalações e equipamentos semelhantes
dentro da Unidade.
3–Medições de temperatura nos tanques de coleta de armazenamento e lavador, nos poços e
nas carretas de óleo na estação, utilizando um termômetro de contato digital de Marca TESTO
modelo 925, TAG: TD-01.
4–Medições de temperatura na superfície do óleo no interior do tanque de emulsão, utilizando
um termômetro infravermelho com mira a laser de Marca RAYTEK ST modelo 60XT com
precisão de 1% e faixa de temperatura de -32ºC a 600ºC.
5–Estimativa do consumo de vapor para a operação de descarregamento de carretas de óleo e
tanque de emulsão, por balanço de massa e energia.
6–Elaboração de fluxogramas nos três níveis do processo: global, intermediário e específico,
com os resíduos gerados, as matérias-primas e os produtos fabricados, mostrando a
interrelação de todos os processos.
ƒ
Identificação dos processos ou tarefas/atividades críticas da atividade em destaque
utilizando os critérios da PmaisL.
7–Elaboração do balanço de massa e energia para os processos em estudo, contemplando
todas as entradas e saídas nos processos críticos ou priorizados na etapa anterior.
8– Priorização dos processos para análise e aprofundamento com relação aos critérios de
PmaisL:
ƒ
quantidade de resíduos e custos de gerenciamento;
ƒ
problemas identificados na visita à instalação;
ƒ
importância do processo pelo diagrama da cebola.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
95
9-Estabelecimento de indicadores de consumo de insumos e produção de resíduos para
comparação futura na mesma atividade, ou com outras atividades semelhantes, ou com outras
empresas, utilizando os dados coletados.
10– Identificação dos custos relacionados às perdas, utilizando os mesmos para justificar os
investimentos em alternativas de PmaisL.
11–Análise das causas de geração de resíduos utilizando o diagrama de causa e efeito e
considerando a possibilidade de eliminação de uso do recurso.
12–Elaboração de propostas para reduzir ou prevenir perdas de material e energia, utilizando
os conceitos de PP ou PmaisL e levando em conta:
ƒ
Informações na literatura
ƒ
Conhecimento técnico do pessoal da planta
ƒ
Exemplos semelhantes em outras companhias
ƒ
Informações de Bancos de dados especializados sobre a atividade de E&P.
13–Avaliação técnica, ambiental e econômica de cada proposta de minimização de consumo
de matérias-primas, insumos e geração de resíduos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
96
5. RESULTADOS E DISCUSSÃO
A otimização ambiental de um processo produtivo com os critérios da PmaisL está
sustentada em metodologias de PmaisL disponibilizadas por organizações de reconhecida
credibilidade. Na metodologia proposta para este trabalho, conforme Figura 15, a avaliação
prévia exerce importância crucial e a partir dela é construída a avaliação do processo
produtivo. As etapas desenvolvidas posteriormente foram reduzidas a apenas oito, porém
mantendo a mesma consistência técnica e objetivo das metodologias originais.
As informações do processo coletadas nas visitas à instalação permitiram orientar os
esforços para as etapas subseqüentes, de modo que o objetivo seja alcançado na Avaliação
Técnica, Econômica e Ambiental–ATEA das propostas de minimização. A avaliação prévia
exerce portanto, um papel de sustentação para as demais etapas, sendo por isso de grande
valia que ela se desenvolva, considerando todo o aporte de conhecimento do processo
produtivo objeto do estudo. As etapas seguintes se caracterizam pelo uso de ferramentas
técnicas de análise de processos, cientificamente comprovadas, e, orientam os esforços
empreendidos durante a otimização.
Trazendo a PmaisL para um modelo piramidal, Figura 15, a etapa de avaliação prévia
ocuparia a base da pirâmide e as seguintes estariam conseqüentemente nela apoiadas,
representando assim um processo gradativo de incorporação de informações, através das
ferramentas técnicas para tomada de decisão.
Neste modelo, a avaliação técnica, econômica e ambiental ocuparia o ápice da pirâmide, sendo portanto a etapa final que se materializa como resultado obtido com a aplicação da
metodologia de PmaisL
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
97
A.T.E.A
Propostas
PML
Causas das perdas
Indicadores
Foco e priorização
Custos das Perdas
Balanço de massa e energia
Diagrama de fluxo
Pré avaliação
Figura 15– Pirâmide da PmaisL
A seguir estão apresentadas as etapas da avaliação de um sistema de produção de
petróleo, bem como discutidos os resultados obtidos.
5.1 PRÉ –AVALIAÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO
Conforme visto em 2.4.1–Pré-avaliação do sistema de produção, esta é a etapa em que
se realiza a visita às instalações e são coletados os dados necessários para levar a cabo a
avaliação do processo sob os critérios da PmaisL. Nesta etapa foram identificadas as entradas
e saídas do processo, bem com acompanhadas a realização das operações de produção em
campo, além de tomadas medidas de parâmetros necessários à elaboração do balanço de
massa e energia e aos demais itens necessários à avaliação.
Nos itens seguintes estão contidos o detalhamento e as constatações verificadas em
campo, para os tópicos necessários a uma pré-avaliação de um processo produtivo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
98
5.1.1 Descrição do processo produtivo
A estação B foi estruturada para coletar a emulsão oleosa ou petróleo cru do próprio
campo: Fazenda Araras e o dos vizinhos: Fazenda Sal–FS; Fazenda Espera–FE; Fazenda
Azul–FA, Fazenda Rio Sul–FRS e Fazenda Maria–FM, por dutos, e ainda receber a produção
de campos afastados, por carretas. O petróleo, após passar pelo processamento primário e
estando estabilizado, é enviado para um Parque armazenamento, e, em seguida, para a
Refinaria. O gás natural separado é comprimido e destinado para a Unidade de Processamento
de Gás Natural–UPGN. A água produzida, após o tratamento por flotação, é utilizada para
injeção no reservatório produtor para manutenção de sua pressão, ou, quando não atinge os
níveis de qualidade adequados é injetado em um reservatório não produtor, com a função de
descarte. A Figura 16 apresenta o fluxograma do processo da Estação B
.
Satélite
Compressão
Oleo=1473556t
Gás
POÇOS
5562t
TQ. OLEO
3 x 5000 bbl
42000 bbl
Óleo
232273 t
TQ. DE
LAVAGEM
Oleo=88107,8t
TQ
FLOTADOR
TQ. DE
Inibidor de Incrustação – 0,72 l/h
Desemulsificante – 1,89 l/h
TQ. AGUA
DECANTAÇÃO
PRODUZIDA
AGUA
EMULSAO
Caixa de
descarregamento
TQ.
PRODUZIDA
4 x 5000bbl
Petróleo cru
Corrente Óleo
Corrente gasosa
Corrente aquosa
Figura 16– Fluxograma de processo da estação B
2000 bbl
5000 bbl
Água de injeção
1348400 t
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
99
Este fluxograma apresenta uma simplificação do processo de produção de petróleo,
com os volumes processados, as capacidades volumétricas dos equipamentos da instalação e
também as quatro correntes de processo: multifásica, oleosa, aquosa e gasosa.
A coleta de petróleo é realizada tanto por linhas de 2 e 3 polegadas de aço-carbono,
compondo o sistema de coleta convencional, como por carretas-tanque. As linhas de coleta
por estarem submetidas a baixas pressões não rompem, portanto, quando vazamentos
acontecem são causados por pequenos orifícios provocados por corrosão externa, ou menos
freqüentemente interna, e, eventualmente, por falha de material.
O óleo coletado pelas linhas de produção entra na Estação através do “manifold”,–
conjunto de linhas conectadas a um duto central perpendicular a elas– passa por separadores
gás-líquido, sendo a corrente gasosa enviada para compressão. O gás residual na corrente
líquida é recuperado em um separador gás-líquido com remoção de gás por um compressor de
baixa pressão de sucção, denominado “gás-boot”. A corrente líquida é enviada para o tanque
de lavagem para separação óleo-água.
O óleo recebido por carretas é enviado para dois tanques de emulsão com 2000 barris
(um com aquecimento e outro sem). Do tanque de emulsão, o óleo é bombeado para o “gasboot” e incorporado a corrente líquida que segue para o tanque lavador. O tanque de
armazenamento de emulsão não tem revestimento isolante e nem controle de temperatura. A
bomba tem sua vazão ajustada entre (10 e 30)m3/h de modo a propiciar a transferência do óleo
recebido durante o dia para o tanque de lavagem, sem provocar esvaziamento total do tanque
de emulsão.
O processo de descarga de carretas de óleo consome, segundo estimativa operacional,
20% do vapor gerado na instalação. Tecnicamente, a operação de descarga de óleo já é
bastante avançada, pois as carretas dispõem de um conjunto de serpentinas internas para a
distribuição de calor nos tanques de transporte. O vapor promove o aquecimento do óleo
reduzindo a sua viscosidade e, assim, aumentando a eficiência de descarregamento do
produto. Este sistema, porém, apresenta perda energia e água, pois o condensado produzido é
inteiramente descartado para a corrente de águas industriais.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
100
5.1.1.1–Descarregamento de carretas.
A coleta de petróleo está inserida no procedimento denominado-Receber petróleo, o
qual contempla várias etapas, quais sejam: receber petróleo por carreta; receber petróleo por
carro sugador; receber petróleo por linhas de produção. (PETROBRAS 2004b).
A coleta de petróleo por carretas atende a produção de poços afastados do sistema de
coleta por dutos e aos poços cuja viscosidade do óleo não permite o seu escoamento até a
Estação. Este processo envolve desde o carregamento do óleo nos tanques de armazenamento
temporário na área dos poços – o que é feito por gravidade – até a transferência por
bombeamento deste óleo para o tanque lavador com aquecimento, passando pelo
descarregamento das carretas na Estação, o que também é feito por processo gravitacional.
O número de carretas que utiliza vapor para o descarregamento na Estação está
apresentado na Tabela 03 a seguir. Essa tabela foi construída utilizando dados coletados ao
longo de três meses de operação, no Boletim de Registros, extrapolando o resultado para todo
ano (PETROBRAS 2004d). O volume total descarregado na Estação é a multiplicação do
volume do tanque da carreta pelo número de carretas no período.
Tabela 03– Carretas recebidas na Estação B
Poço
Volume
carretas (m3)
FE-XII
FE-XI
FE-X
FS-X
FRS-X
Média
Desvio Padrão
35
35
35
35
30
Total
Total
carretas
Volume total
Descarregado(m3)
N°
de
carretas
transportadas por mês
Set
Out Nov
20
37
25
15
18
5
12
12
7
8
12
9
55
59
58
22
27,6 20,8
19
20
22
82
38
31
29
172
2870
1330
1085
1085
5160
110
352
11530
138
104
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
101
Além do aquecimento do óleo para descarregamento das carretas, o vapor é necessário para
aquecer o óleo recebido no tanque de emulsão. Este aquecimento visa manter a fluidez do
óleo, de modo a permitir sua transferência para o tanque lavador por bombeamento. O tanque
de emulsão não dispõe de isolamento térmico e não há controle de fluxo de vapor. Deste
modo o vapor é continuamente inserido no tanque, independentemente de haver necessidade
de calor.
A adição de vapor no tanque de emulsão sem controle, propicia a elevação excessiva
da temperatura do óleo desperdiçando energia, já que o calor é transferido para o ambiente. O
armazenamento de emulsão ocorre em ciclos de enchimento e esvaziamento. Na etapa de
enchimento acontece a elevação do nível do tanque, o que corresponde a menor temperatura e
ao turno vespertino se estendendo até a noite.
Por outro lado o nível mais baixo do óleo no tanque coincide com a madrugada, se
estendendo até a manhã do dia seguinte e apresenta a maior elevação de temperatura,
correspondendo a conclusão da transferência da mistura óleo-água para o tanque lavador.
Neste estágio, a elevação de temperatura e a perda de calor atingem o seu ponto máximo. A
Tabela 04, a seguir, mostra as temperaturas medidas nesse tanque, pela manhã, durante três
dias e antes do recebimento de óleo de carretas, portanto na situação de maior elevação de
temperatura. Essas medições permitiram calcular o excesso de calor perdido para o ambiente
pelo tanque.
Tabela 04 Temperaturas máximas no tanque de emulsão
Medição
1
2
3
média
Temperatura(ºC)
82
80
75
79
A temperatura para manter a fluidez do óleo é de apenas 37ºC, o aquecimento em mais
5ºC é suficiente para manter o óleo fluido em condição de bombeamento para o tanque
lavador. A temperatura acima de 42ºC é excessiva para o processo e implica em perda de
calor.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
102
Na Tabela 05, a seguir, estão apresentadas as medições de temperatura utilizadas para
avaliar o consumo de vapor no aquecimento do tanque de emulsão.
Tabela 05– Cálculo de consumo de vapor no tanque de emulsão
Medição
1
2
3
média
∆Temperatura(ºC) ∆tempo(s) Taxa de injeção
do vapor(kg/s)
5,8
1210
0,18
6,0
1200
0,19
6,2
1220
0,19
6,0
1210
0,19
As medições de taxa de injeção de vapor nesta tabela utilizaram o balanço de energia
dado pela equação 07, no qual a taxa de aquecimento de óleo é igual à taxa de calor fornecida
pelo vapor, usando os seguintes dados:
Hsv= entalpia especifica de evaporação do vapor a 65psia 2110,9 kJ/kg
Mfl=massa do fluido sendo aquecimento
25,7t
Cpp=calor específico do petróleo (valor médio para a faixa de temperatura utilizada) 1,88
kJ/kg/ºC
Cpa=calor específico da água salgada
4,05 kJ/kg/ºC
Consumo de vapor= 685 kg/h=16,43 t/dia.
Para as medições de temperatura foi utilizado um termômetro infravermelho com o
feixe direcionado para a superfície do óleo no centro do tanque, deste modo não houve
contato direto do equipamento de medição com o óleo.
5.1.1.2–Separação óleo-água.
A separação óleo-água é realizada num tanque de lavagem com capacidade
volumétrica de 42.000 bbl que trata toda emulsão recebida dos campos. O tanque lavador,
apesar de não ser um equipamento otimizado para a separação óleo-água, conforme visto em
3.2.2., tem boa eficiência de remoção, porém com tempo de residência muito elevado,
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
103
aproximadamente 96horas. O nível de água, mantido em sua altura média, propicia um
volume de processamento de óleo de 20.000bbl.
O volume anual de óleo produzido na Estação, em 2004, foi de 276.991,3 m3. A média
mensal está mostrada na Tabela 06, a seguir. Esses dados foram utilizados para compor o
balanço de massa para o processo.
Tabela 06 –Volume de óleo produzido na Estação B
Média mensal
Desvio padrão
Desvio padrão relativo (%)
Fonte: PETROBRAS (2004e)
Produção(m3 )
23082,6
1236
5,3
As características de qualidade do óleo são apresentadas na Tabela 07, a seguir. Esses
dados mostram que o processo apresenta uma baixa estabilidade com relação ao parâmetro
salinidade.
Tabela 07 –Qualidade do óleo produzido na Estação B
BS&W(%)
0,052
0,004
7,7
Desvio padrão relativo (%)
Fonte: PETROBRAS (2004f )
Média mensal
Desvio padrão
SAL (mg/L)
154,5
32
20,7
Os dados mostram que os padrões de qualidade do óleo, BS&W < 1,0% e Salinidade <
320 ppm em cloreto, são atendidos, mas existe significativa variação neste último parâmetro,
medido pelo elevado desvio padrão relativo da amostra, o que suscita uma relativa
instabilidade desse processo, embora não tenha comprometido a qualidade do produto nesse
período.
A água produzida tem as suas propriedades monitoradas, de modo a mantê-la dentro
de características compatíveis com o reservatório que a recebe. O volume médio mensal de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
104
água injetada pela Estação, apresentado na Tabela 08, também foi utilizado para a elaboração
do balanço de massa. O volume total de água produzida na Estação foi de 1.248.074,6 m3.
Tabela 08 – Volumes de água injetada e teor de óleos e graxas.
Água injetada (m3)
Média mensal
104006,2
Desvio padrão
8141
Desvio padrão relativo
8%
Fonte: PETROBRAS (2004f)
Óleos/graxas
(mg/L)
18,15
3,6
20%
A medição de temperatura no tanque lavador é feita por três termômetros instalados no
costado em diferentes níveis de líquido: o primeiro a 1,5 m do piso; o segundo a 6m; o
terceiro a 9m. Os dois últimos medidores estão na camada de óleo e o primeiro está na água.
As temperaturas medidas quatro vezes, em cada nível do tanque, ao longo de uma semana e as
respectivas médias nesses diversos estratos estão na Tabela 09 e foram utilizadas para o
cálculo das necessidades de calor pelo tanque lavador e perdas de calor da massa oleosa para
a água.
Tabela 09 – Temperatura medida no tanque lavador
Altura do tanque (m)
1,5
6,0
9,0
45
74
75
Temperatura (°C )
41
42 44
71
72 71
72
73 72
média
43
72
73
O controle de temperatura no tanque de lavagem é feito manualmente, ficando o
operador encarregado de fechar a alimentação do vapor quando é atingida a temperatura de
75ºC e de reiniciá-la quando a temperatura desce para 60ºC.
O óleo produzido tem grau API° 37, dado de análise laboratorial (UN-BA 2001).
Depois de especificado pelo tanque lavador esse óleo é armazenado em três tanques de
5000bbl cada, para posterior transferência. Esses tanques operam em sistema de revezamento:
1º-recebendo a produção; 2º-transferindo; 3º-aguardando para transferir. Como os tanques e
dutos não dispõem de isolamento térmico o petróleo perde calor, equivalente a uma redução
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
105
de temperatura de 8ºC a 10ºC- observada nos tanques, durante o armazenamento e
transferência– conseqüentemente reduzindo a sua temperatura e fluidez. Para compensar essas
perdas torna-se necessário o sobreaquecimento do óleo no tanque lavador.
5.1.1.3–Geração e distribuição de vapor.
Todo aquecimento de processo da estação é produzido pelo sistema de geração de
vapor, sustentado por três caldeiras: 1(uma) com capacidade de produção de 5000kg/h e 02
(duas) com capacidade de operação de 2500kg/h utilizadas para apoio em eventualidade.
Todas as caldeiras são do tipo flamotubular, portanto adequadas à produção de vapor de baixa
pressão e utilizam gás natural como combustível.
O vapor produzido na caldeira é utilizado para aquecimento do tanque lavador, que
necessita de calor para aumentar a eficiência de separação óleo-água, e para o processo de
descarga de óleo recebido por carretas que inclui o tanque de emulsão.
A água industrial para produção de vapor não recebe qualquer tratamento químico.
Isso se deve ao uso de um equipamento de dispersão de partículas iônicas, de marca comercial
– Scaletron, que evita a formação dos depósitos de cálcio sobre as paredes de evaporação de
água da caldeira. O equipamento utilizado funciona alterando a composição iônica da água
quando da sua passagem por uma superfície de liga especial. A ação eletrolítica da liga troca à
razão de supersaturação da água. Isso garante que depósitos de cálcio não se formem como
incrustações. Nesta condição as partículas de cálcio ficam dispersas na água. (SCALETRON,
2004).
A Estação utiliza um procedimento padronizado para realizar a manutenção das
caldeiras. Essa sistemática prevê o uso de equipamentos para análise dos gases de combustão
e ajuste dos parâmetros operacionais visando otimizar a eficiência do sistema. Este processo
de manutenção, que ocorre durante as paradas programadas a cada doze meses, ajusta a
pressão do gás entrando no queimador utilizando como parâmetro o teor de Oxigênio nos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
106
gases de combustão, que deve ser mantido na faixa de 3,5% a 5,5%. Outros parâmetros
controlados são: teor de CO2 < 12% e temperatura dos gases de chaminé entre 180ºC e
350ºC. Com esses ajustes a eficiência da caldeira deve ficar acima de 82%. (PETROBRAS,
2004b).
A pressão do vapor está estabelecida na faixa de 25psi a 145 psi e a temperatura entre
110 e 250ºC para as caldeiras menores e 110ºC e 350°C para a maior. (PETROBRAS, 2004b).
As médias mensais de temperatura dos gases de chaminé das caldeiras, ao longo do ano de
2004, são mostradas na Figura 17. Apesar da faixa excessivamente ampla para controle dessa
temperatura, estabelecida no procedimento de operação, a sistemática de controle da Estação
tem conseguido manter uma faixa mais limitada. Na Figura 17 também estão mostrados as
linhas amarela e vermelha que representam os limites máximo e mínimo de temperatura
propostos pela USEPA, conforme subitem 3.3.5.1.1.
A temperatura de chaminé tem sido mantida abaixo do limite superior permitido, o que
demonstra baixa perda de calor pelos gases de combustão na caldeira.
190,0
Temperatura maxima
180,0
temperatura (ºC)
170,0
160,0
Temperatura minima
150,0
140,0
130,0
120,0
110,0
100,0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Mes
Figura 17–Gráfico de temperatura média de chaminés das caldeiras
Fonte: PETROBRAS (2004f).
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
107
As caldeiras são equipadas com válvula moduladora (fogo alto/fogo baixo) de modo a
reduzir a taxa de injeção de gás em função da temperatura do vapor, ou seja, quando a
temperatura do vapor estiver abaixo de 100°C aumenta-se a carga de gás, diminuindo com o
aumento da temperatura. A pressão de geração de vapor na caldeira é acompanhada pelos
operadores. Na Figura 18, a seguir, estão apresentadas duas curvas de pressão média mensal
da caldeira: uma na cor amarela representando a média das pressões acima de 60psi, portanto
acima da pressão ótima, e outra abaixo de 60psi na cor azul. Os dados foram obtidos do
boletim de controle de processo.
100,0
90,0
Pressao>60psi
Pre ssao do vapor (psi)
80,0
70,0
60,0
50,0
Pressao <60psi
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
Mes
ago
set
out
nov
dez
Figura 18– Gráfico de pressão média do vapor na caldeira-Estação B
Fonte: PETROBRAS (2004f).
Durante o ano de 2004 foram identificadas 1102 horas (12,5%) do tempo de operação
acima da pressão ótima de (3,5 a 4)kgf/cm2 proposta por Pagy (1986) e Soares (1987),
conforme subitem 3.3.5, já considerando a perda de carga na tubulação.
No período em que a pressão esteve acima da faixa ótima, o seu valor médio foi de
74psi, enquanto fora desse período à pressão média foi de 47psi. (PETROBRAS, 2004f).
Apenas no mês de agosto a pressão da caldeira foi mantida durante todo tempo dentro dos
limites adequados, conforme mostrado na Figura 19. Naquele mês ocorreu coincidência entre
as duas curvas.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
108
Apesar da pressão média mensal ao longo do ano apresentar uma relativa estabilidade,
uma avaliação mais apurada demonstra grandes variações dentro de um mesmo mês,
conforme mostra a Figura 19, que apresenta medições de temperatura ao longo do mês de
agosto.
Pressâo do Vapor
Pressâo (psig)
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31
Dia
Figura 19– Gráfico de pressão média do vapor na caldeira agosto 2004,
Construção a partir de dados PETROBRAS (2004f).
Para os cálculos de geração de vapor da Estação foram utilizados os dados de
eficiência da caldeira medidos em 2002, 82%, conforme consta no Boletim de
Acompanhamento de Avaliação de Caldeiras PETROBRAS (2002) e o consumo de gas
natural pela caldeira. Para os cálculos de consumo de energia no tanque de emulsão e
descarrregamento de carretas foi utilizado a medição indireta como visto no item 5.1.1.1. Para
o consumo de energia no tanque lavador foi realizada uma subtração entre o consumo total de
energia de todo processo e os consumos nos equipamentos específicos.
5.1.1.4–Consumo de Energia.
O consumo de energia da instalação está baseado no Gás Natural e na Energia
elétrica. O gás é obtido do próprio processo de produção de petróleo, e alimenta caldeiras para
geração de vapor e motores de compressores. A energia elétrica é recebida da rede de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
109
distribuição da COELBA, empresa distribuidora de energia elétrica no estado da Bahia. Óleo
diesel, em pequena quantidade, é utilizado nos motores das bombas de combate a incêndio.
A medição de consumo de gás e energia elétrica é realizada de maneira aproximada.
Não existem medidores para os diversos processos ou equipamentos. Assim a medição é feita
em um nó onde estão conectadas diversas instalações e por meio de rateio sobre o consumo
chega-se ao valor dos vários equipamentos. Deste modo uma perfeita avaliação de
desempenho do sistema fica prejudicada. Apenas o gás natural exportado é medido. A Tabela
10 apresenta o consumo de combustível nas caldeiras da Estação.
Tabela 10–Consumo de combustível nas caldeiras da Estação B
Total 2004
Media mensal
Desvio padrão
Consumo (m3)
2.520.875
210.073
70.000
Consumo (t)
2006,58
167,22
58
O consumo por equipamentos é obtido de modo aproximado e considera os seus dados
de placa de identificação e sua taxa horária de uso. A Tabela 11 apresenta um resumo do
consumo de energia pelas atividades mais importantes da Estação.
Tabela 11– Consumo de energia da Estação B
Atividade
Compressão gás (energia elétrica)
Produção óleo (energia elétrica)
Separação óleo-água (gás natural)
Recebimento óleo por carretas (gás natural)
Fonte: PETROBRAS (2005a).
Consumo
MWh/ano
25.800
14.400
23.922
6.500
O consumo de gás natural nas caldeiras da Estação, Figura 20, é obtido através de
método estimativo que considera o gás produzido e o gás exportado pela Estação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
110
Consumo de gas natural (t)
250
200
150
100
50
0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 20– Consumo de gás natural da Estação (PETROBRAS 2005b)
5.1.1.5–Consumo de Água.
A água doce é captada em poço artesiano na região sendo utilizada para a produção de
vapor e limpeza geral das instalações. A Figura 21 apresenta o volume de água utilizada para
a geração de vapor na Estação.
Consumo de agua para produção de vapor (t)
300
250
200
150
100
50
0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 21– Consumo de água para geração de vapor. Fonte PETROBRAS (2004f)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
111
5.1.1.6–Entrada de Material.
A principal entrada de material para o processo é o petróleo, matéria-prima natural
sujeita as variações qualidade inerentes ao reservatório que o produz e as técnicas de
produção. O petróleo produzido no campo de Araras e demais campos associados apresentam
elevado teor de água livre 81% com desvio padrão de 15%, segundo dados dos testes de poços
PETROBRAS (2004g) e baixo teor de sedimentos. Testes de BS&W no petróleo do campo
mostram que poucos poços apresentaram sedimentos ao longo de 2004.
Outras entradas de material importantes estão descritas seguir:
1)Aditivos químicos – Desemulsificante, inibidor de incrustação e corrosão e
seqüestrante de oxigênio. Esses são produtos utilizados para separação óleo-água e proteção
das instalações de superfície e poço. Esses produtos ficam estocados na própria estação, em
tambores plásticos de 200 litros, em áreas cobertas e cimentadas com muretas de contenção, a
fim de minimizar a geração de resíduos em caso de vazamentos desses recipientes. O
quantitativo de aditivos químicos, adicionados ao petróleo na estação, está apresentado na
Tabela 12, sendo também utilizado para a elaboração dos balanços de massa global e
específico;
Tabela 12– Consumo anual de aditivos -Estação B
Aditivo
Desemulsificante,.
Inibidor de incrustação
Inibidor de corrosão
Seqüestrante de oxigênio.
Total
Quantidade utilizada (ano)
litro
15417,6
8409,6
4204,8
7533,6
35565,6
kilograma
14338,37
8409,6
5760,6
10019,69
38528,23
2)Embalagens plásticas – As embalagens plásticas dos aditivos são coletadas
seletivamente e enviadas para aterro sanitário, conforme definido no padrão da Unidade;
3)Óleo lubrificante – O óleo lubrificante usado é coletado em tambores e entregues as
empresas de reciclagem conforme orienta a resolução CONAMA 362/05 ;
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
112
4)Peças de reposição, tubulações, conexões, válvulas etc. – As peças metálicas são
coletadas e armazenadas em área de sucata para entrega a empresa siderúrgica.
5.1.1.7–Corrente de Resíduos.
Os resíduos são gerados em todas as etapas do processo produtivo, merecendo
destaque a separação óleo–água, o armazenamento do petróleo e a flotação. Em tais etapas
são produzidas significativas quantidades de resíduos por decantação de sedimentosprincipalmente (sólidos da formação: areia e silte) e parafina pelas características físicoquímicas do produto. Os efluentes líquidos são gerados em função do BS&W do petróleo e do
uso de vapor, cujo condensado é incorporado à corrente líquida da estação. Todo efluente
produzido nesse processo é injetado no reservatório produtor para manutenção de sua pressão.
Os resíduos oleosos são gerados continuamente. Contudo a sua remoção ocorre de
forma intermitente, quando da limpeza dos vasos de separação e armazenamento. Tais
resíduos estão associados às características intrínsecas do produto e a qualidade da matériaprima.
Toda água oleosa produzida no processo é utilizada dentro da própria instalação, uma
vez que existe necessidade de utilização desse recurso para a manutenção da atividade
produtiva–manutenção da pressão do reservatório produtor. Nesse aspecto, a incorporação da
água oleosa ao processo é positiva, pois evita a adução de água doce adicional.
5.1.1.7.1 –CORRENTE GASOSA.
Essa corrente, enviada para a atmosfera, está associada às características do produto e
as condições de armazenamento e de processo. Ocorrem em maior intensidade no tanque de
emulsão oleosa, no tanque lavador e no armazenamento. As perdas correspondentes foram
calculadas pelo módulo de cálculo do SIGEA, PETROBRAS (2005b), utilizando os fatores de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
113
emissão da “American Petroleum Institute”, “Environmental Proteccion Agency” e “Oil and
Gás Pruducers”. Na Tabela 13, a seguir, estão listadas as emissões atmosféricas na Estação B,
por tipologia de fonte, no ano de 2004. Esses dados foram utilizados para a elaboração do
balanço de massa.
Tabela 13– Estimativa de emissão de COV nos Tanques
Equipamentos
Tanque Lavador
Tanques de Armazenamento
Tanques de emulsão
Total
Emissão (t/ano)
193,8
117,0
41,4
352,2
5.1.1.7.2 –RESÍDUOS SÓLIDOS PERIGOSOS.
Os resíduos sólidos perigosos típicos são: o óleo lubrificante, a borra oleosa, o solo
contaminado e a sucata ferrosa. Na Figura 22 estão relacionados os resíduos gerados com suas
respectivos percentuais mássicos. O Pólo de Produção A contém a Estação B.
Essa Estação responde por mais de 90% da produção deste pólo, por isso utilizada
como referencia. A borra oleosa ou borra de fundo de tanque e o solo contaminado,
representam a maior porção dos resíduos gerados.
A borra oleosa é o resíduo de maior importância volumétrica e econômica pelo seu
elevado custo de gerenciamento. A sucata ferrosa apesar de ser gerada em montante
significativo, apresenta interesse econômico, pois é vendida para reciclagem.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
114
Borra Oleosa
Restos de alimentos(lixo doméstico)
0%
0%
0%
Solo contam. com petroleo(Terra oleosa)
0%
Sucata ferrosa
Embalagens plásticas
Óleo lubrificante usado
Outros
Papel
33%
51%
16%
0%
Figura 22– Gráfico de setores - resíduos gerados no Pólo de Produção A.
Fonte:PETROBRAS (2004a).
5.1.1.7.3 –CORRENTE DE ÁGUA OLEOSA.
Água oleosa é a principal corrente de resíduos, sendo gerada nas atividades
operacionais do campo e estação está associada à limpeza de equipamentos e instalações, tais
como bombas, tanques, dutos, canaletas etc. Merece também destaque a limpeza de dutos de
transferência, a qual consome água doce quando o óleo é substituído pela água evitando o
congelamento do óleo na tubulação e a drenagem dos tanques. Outra fonte de produção de
água oleosa é a precipitação pluvial nas áreas operacionais contaminadas por óleo.
A limpeza dos tanques de processo e armazenamento também consome elevado
volume de água, porém a freqüência desses eventos é baixa: uma vez a cada 2 a 3 anos por
tanque.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
115
A água oleosa gerada nas operações de campo, também é outro resíduo com volume
significativo. No entanto toda ela é utilizada no processo de injeção de água para a
manutenção da pressão do reservatório produtor, o que minimiza a demanda de água doce
pelo processo. Assim, esse resíduo passou a ter importância secundária como perda, e por
isso, não foi considerado para avaliação.
5.1.2 Questões gerais do processo produtivo
O sistema de gestão da Unidade identifica os processos realizados pela Estação como
sendo de: coleta, tratamento e transferência de óleo, conforme consta no apêndice A-2.
A existência de procedimentos padronizados para a realização das tarefas denota o
interesse da Unidade em utilizar práticas reconhecidas pelo seu corpo técnico, como sendo as
melhores.
Os aspectos e impactos ambientais relacionados às atividades desenvolvidas na
instalação foram identificados conforme subitem 3.1, e registrados no banco de dados
corporativo denominado de Sistema Informatizado de Gerenciamento de Aspectos e
Impactos– SMSNET (PETROBRAS 2004h). O apêndice A-1 apresenta as tarefas realizadas
na Estação com as respectivas atividades e importância.
O Sistema de Produção está licenciado pelo órgão ambiental do estado, o Centro de
Recursos Ambientais – CRA.
O estoque de produto na instalação é bastante reduzido, até pela pouca variedade de
insumos consumidos. Assim é minimizada a geração de resíduos desses produtos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
116
5.1.3 Questões específicas do processo.
O tanque de lavagem foi adaptado de um tanque de armazenamento existente,
utilizando toda a sua capacidade instalada de 42.000 bbl, quando o padrão para tanques
lavadores são volumes menores: habitualmente 5.000 bbl ou 10.000 bbl. Deste modo fica
explicado o maior tempo de retenção do equipamento.
A drenagem de condensado para o sistema de água oleosa – com a conseqüente perda
da energia nele contida – está associada à dificuldade técnica de controle do teor de
hidrocarboneto no condensado, vez que existe risco de arraste de óleo do tanque para os
trocadores de calor nele imerso, podendo chegar até a caldeira comprometendo a sua
operação.
Nas instalações de produção da Estação B os vazamentos ocorridos em 2004 estiveram
relacionados às atividades desenvolvidas no sistema de escoamento, ou seja, nas linhas de
coleta e de transferência. Esses eventos, conforme podem ser visto na Tabela 14, a seguir, não
estão associados a uma causa específica.
Tabela 14–Perdas de óleo nas instalações de Produção da Estação B.
Evento
Equipamento
Volume (m3 )
Vazamento
Oleoduto
Transbordamento Caixa recuperação
Vazamento
Poço FAR-64
Vazamento
Poço FAR-303
Transbordamento Tanque emulsão
Fonte: PETROBRAS (2004i)
0,005
10,00
0,010
0,010
0,030
Causa
Furo por corrosão
Falha instrumentação
Furo por corrosão
Falha operacional
Falha de equipamento
Embora o volume vazado na caixa de recuperação posicione o evento como o de maior
importância, deve-se destacar não haver um processo ou equipamento, cuja freqüência de
vazamentos o aponte como prioritário. Deste modo, a Tabela 14 mostra a caixa de
recuperação como elemento importante para a geração de resíduos. Não é possível, contudo a
sua eliminação, mas apenas o aumento do controle.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
117
5.1.4 Maiores consumidores de energia e geradores de resíduos.
O consumo de energia produzida pelo gás natural apresentado na Tabela 15, a seguir,
está concentrado no tanque lavador e no tanque de emulsão. O quantitativo de energia
consumida foi estimado com base no consumo de gás natural utilizado para produzir o vapor
produzido na Estação, o consumo de vapor do tanque de emulsão, calculado na Tabela 14,
mostrada anteriormente e o consumo de vapor nas carretas. Os dados dessa tabela foram
utilizados para a elaboração dos balanços energéticos dos respectivos processos.
Tabela 15– Consumo energético (vapor) por equipamento
Fonte Consumidora
Tanque lavador
Tanque de emulsão
Perdas
Total
Consumo
Percentual
(MWh/mês)
1993,5
78,10
541,7
21,23
16,5
0,57
2551,7
100
5.1.4.1.–Adequação do consumo ao contrato da concessionária
O contrato de fornecimento de energia elétrica é baseado no consumo medido em nó
de medição que abrange um conjunto de instalações (nó de consumo). A tarifa de energia
elétrica é negociada diretamente com o fornecedor no mais baixo nível de mercado
denominado como “consumidor especial”. Nesta categoria a concessionária disponibiliza uma
carga de energia pré-estabelecida e a empresa paga por ela. Não tem havido problema de
excesso de consumo nem pagamento de excessivo nas contas de energia da instalação.
5.1.4.2–Geradores de resíduos.
Os resíduos sólidos oleosos são gerados nos tanques de armazenamento e de processo
e estão associados à qualidade da matéria-prima principalmente aos sólidos da formação
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
118
produtora. Esses resíduos ficam depositados no fundo dos tanques, sendo removidos apenas
com a limpeza dos mesmos.
O resíduo decantado nos tanques de armazenamento e de processo foi obtido através
de dados de contratos para limpeza desses tanques. Para o tanque lavador o volume de resíduo
gerado foi estimado utilizando a produção anual de uma estação de produção, que opera com
tanques de lavagem, e o petróleo processado é da própria bacia sedimentar e com o mesmo
grau APIº, cuja limpeza tem freqüência anual e a geração de resíduos é de 138,7m3. O tanque
lavador da própria Estação B está operando há mais de 4 anos sem ter parado para
manutenção e não há registro do volume de resíduo gerado. A tabela 16 foi construída
utilizando dados do SIGRE disponíveis em PETROBRAS(2004a) e informações colhidas em
campo.
Tabela 16–Resíduos gerados na limpeza de tanques–Estação B.
Tanque
Emulsão
Lavagem 2
Armazena
Flotação
Água prod.
Total
Volume de Resíduos
Resíduo por Nº de Intervalo
tanque (m3) tanques de limpeza (ano)
72,5
2
2
386,6
1
7
62,7
3
2
66,9
4
2
14,25
2
2
Volume
(m3/ano)
72,5
53,9
115,5
133,8
14,25
389,9
5.1.5 “Lay-out” das instalações.
A análise do “lay-out” das instalações permite reposicionar equipamentos e tarefas, de
modo a otimizar o deslocamento dos operadores ou a reduzir esforços e assim economizar
recursos e principalmente energia. No caso de uma estação de produção, os equipamentos são
de grande porte cuja movimentação requer considerável investimento, não se justificando,
portanto a sua realização.
2
O volume de resíduo no tanque lavador foi estimado considerando o volume máximo permissível dentro dele, o
que equivale a 358,7m3
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
119
5.2 CONSTRUÇÃO DO DIAGRAMA DE FLUXO
A aplicação das técnicas de prevenção da poluição na indústria requer conhecimento
detalhado de todas as etapas do processo produtivo, bem como de suas inter-relações. Assim,
a fragmentação do processo em tarefas e atividades menores, conforme visto no subitem
2.4.2, promove o conhecimento das entradas e saídas, o que torna possível a análise das
causas de geração dos resíduos.
Para a elaboração desses fluxogramas foram utilizados dados das visitas às instalações
e informações colhidas com técnicos e operadores da Estação, além de dados dos sistemas
(PETROBRAS 2004d; PETROBRAS 2004e; PETROBRAS 2005b). O diagrama de fluxo
nível 1, apresentado na Figura 23, relaciona os principais insumos e saídas do processo de
produção de petróleo, quais sejam: borra oleosa, Compostos Orgânicos Voláteis-COV,
petróleo de vazamentos, aditivos, calor e água de vapor condensado.
Energia elétrica
Água
Aditivos
Petróleo
Produção de
Petróleo
Óleo Tratado
Gás Natural
Água de Injeção
Borra oleosa
Hidrocarbonetos Voláteis
Óleo vazado
Calor
Aditivos
Água industrial
Figura 23– Diagrama de fluxo da produção de petróleo
Neste nível de avaliação foi possível apenas a identificação das perdas globais do
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
120
processo, sem detalhes quanto a etapa efetivamente responsável pela perda ou geração de
resíduo. Conforme descrito, a seguir, os resíduos gerados e os respectivos processos a eles
vinculados, assim se constituem:
ƒ
A borra oleosa é gerada pela decantação de sólidos da formação e precipitação
de parafina e por emulsões estabilizadas nos tanques de flotação.
ƒ
Os compostos orgânicos voláteis são gerados pela volatilização do petróleo nos
tanques de armazenamento e de processo.
ƒ
Os vazamentos de óleo acontecem principalmente no sistema de coleta por
dutos e na caixa de recuperação.
ƒ
O calor é perdido para o ambiente pela falta de isolamento dos tanques, pela
não recuperação de condensados e por procedimentos inadequados.
ƒ
A água do condensado está associada à perda do vapor condensado que é
descartado no tanque lavador e de emulsão.
ƒ
Aditivos são perdidos pela recirculação/incorporação de água desnecessária ao
processo, o que demanda um adicional de produtos químicos. (seqüestrante de
oxigênio).
Apenas os resíduos sólidos industriais relacionados diretamente com o processo
produtivo, por sua maior importância econômica, foram listados nesta avaliação.
Os critérios utilizados para a fragmentação do processo em tarefas estão relacionados à
gestão integrada da Unidade de Exploração e Produção, conforme visto anteriormente no
Sistema de Gestão Ambiental, item 3.1. Para cada uma das tarefas identificadas foram
analisados o consumo de insumos e as perdas, e, posteriormente detalhada ao nível de
atividade, quando necessário.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
121
Com os critérios acima foram identificadas 11 (onze) tarefas no processo de produção
de petróleo, conforme relacionadas na Figura 24. Aos processos identificados anteriormente
foram associadas às respectivas perdas: óleo, água, aditivos químicos por uso ineficiente pela
diluição com água advinda da condensação do vapor e ainda energia.
Produção de Petróleo
3-Gerar e
distribuir vapor
9-Flotação
de Óleo
2-Coleta Petróleo
por Carretas
1-Coleta Petróleo
Por dutos.
5-Separação
Óleo/água
10-Arm. Água
Produzida
6-Armazenamento
de Óleo
11-Injeção Ag.
Produzida
7- Transferência do Óleo
4-Separação
Gas/liquido
8-Compressão do Gás
Figura 24 – Diagrama de fluxo da Estação B
Com as perdas do processo e as tarefas a elas relacionadas, utilizando os critérios de
fragamentação do processo definidos no Sistema de Gestão Ambiental da Unidade foram
estabelecidos os mapas de processo conforme diagramas na Figuras 25 e 26.
Produção de petróleo-Perdas de massa
3-Gerar e
distribuir vapor
2-Coleta Petróleo
por Carretas
Água
Óleo
Óleo
9-Flotação
de Óleo
5-Separação
Óleo/água
Óleo
1-Coleta Petróleo
Por dutos.
COV
Água
4-Separação
Gas/liquido
Óleo
10-Arm. Água
Produzida
6-Armazenamento
de Óleo
Óleo
11-Injeção Ag.
Produzida
7- Transferência do Óleo
COV
Óleo
Figura 25– Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de massa.
8-Compressão do Gás
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
122
As perdas de insumos ou resíduos estão relacionadas aos processos: coleta de petróleo
por carretas ou dutos, separação óleo-água, armazenamento de petróleo, flotação e injeção da
água produzida, conforme visto na Figura 25.
As perdas de energia estão nos processos: coleta de óleo por carreta, separação óleoágua e armazenamento de óleo, conforme identificação da Figura 26, a seguir. Essas perdas
ocorrem devido ao não aproveitamento da energia disponível no condensado e a falta de
isolamento dos tanques (emulsão e armazenamento) e ainda por falta de controle de
temperatura no tanque de emulsão.
Produção de petróleo-Perdas de energia
3-Gerar e
distribuir vapor
Calor
2-Coleta Petróleo
por Carretas
5-Separação
Óleo/água
Calor
1-Coleta Petróleo
Por dutos.
Calor
9-Flotação
de Óleo
10-Arm. Água
Produzida
6-Armazenamento
de Óleo
11-Injeção Ag.
Produzida
7- Transferência do Óleo
Calor
4-Separação
Gas/liquido
8-Compressão do Gás
Figura 26– Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de energia
5.3 BALANÇO DE MASSA E ENERGIA
Seguindo a metodologia proposta, conforme previsto no item 2.4.3, foi realizado o
balanço material e de energia para o processo de produção de petróleo. Este balanço
contempla as entradas e saídas da Instalação nos três níveis necessários a compreensão do
processo: Balanço Global, Balanços intermediários– utilizados para setores ou processos da
instalação e Balanços específicos, para operações críticas.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
123
Para a realização dos balanços citados, em seus vários níveis, foram utilizados dados
de produção de óleo e injeção de água, de geração de resíduo na limpeza de tanques, de
emissões atmosféricas e dados de consumo de água de caldeira e os registros de recebimento
de carretas da Estação B. Essas informações estão nos seguintes bancos de dados: Sistema de
Contabilização da Produção de Petróleo– CPROP; Sistema Informatizado de Gerenciamento
de Resíduos– SIGRE; Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas–SIGEA e informações
coletadas junto aos operadores/supervisores da Instalação, bem como laudos laboratoriais.
Os dados utilizados foram convertidos para um período de um ano, quando estes
correspondiam a intervalos menores de tempo.
5.3.1 Balanço de massa e energia global.
A partir do fluxograma do processo de produção no item 5.2 e com os dados
apresentados na avaliação prévia do Sistema de Produção foi elaborado o balanço de massa
visto na Figura 27, que permite uma visão geral dos insumos e das perdas no processo, sem
maiores detalhes que permitam distinguir a operação ou tarefa responsável pela perda. Neste
balanço as perdas materiais são hidrocarbonetos voláteis, água industrial e óleo (borra de
fundo de tanque e vazamento).
Os dados de produção de óleo, água e gás utilizados para a elaboração do balanço de
massa foram obtidos de informações oficiais da Companhia. As perdas foram calculadas com
base em informações obtidas de várias fontes, conforme mostrados nos balanços específicos
adiante.
Para o cálculo do material depositado nos tanques foi considerado o intervalo de
tempo entre duas limpezas, em geral (1 a 2) anos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
38,53t
1397,7t
30870t
Ad
AC
A
Óleo Trat
Petróleo
1618171,4 t
Produção de
Petróleo
Gás Natural
124
232673t
5562t
Ág. de Inj.
1348400t
BO
390,8t
COV
Vz
370,8t
8,2t
Borra oleosa –BO
Compostos Orgânicos Voláteis- COV
Vazamentos - Vz
Água Industrial – A
Água Chuva - AC
Figura 27– Balanço global do processo de produção de petróleo
O balanço de massa foi realizado para conhecer a produção entrando na Estação, vez
que, esses dados não são medidos diretamente, mas apenas pelos testes de produção. A
produção saindo da estação, a produção recebida por carretas, os insumos adicionados e as
perdas permitiram o calculo da produção recebida dos poços.
O balanço energético global, apresentado na Figura 28, utilizou a produção de vapor
da Estação e o seu correspondente conteúdo energético. As perdas de calor foram calculadas
para cada equipamento utilizando a equações 09, 10 e 11 e os coeficientes globais de troca
térmica da Tabela 02.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Água doce
22ºC
Petróleo
Gás Natural
Produção de
Petróleo
125
1,03 x 1011 kJ
Óleo Tratado
3,2 x 1010 kJ (30,8%)
32 º C
CPAP= 3,3 x1010 kJ(32,4%)
CPAR= 3,4x109 kJ (3,3%)
CPTL= 4,6x109 kJ(4,4%)
Calor
Calor
Calor
Calor
Calor
Calor
perdido
perdido
perdido
perdido
perdido
perdido
CPCond= 8,3x109 kJ(8,1%)
CPCAL = 1,6x1010 kJ(19%)
CPTem= 2,1x109 kJ(2,0%)
para Água Produzida- CPAP
pelo condensado- CPCond
pelo armazenamento- CPAR
na caldeira –CPCAL
pelo Tanq. Lavador-CPTL
tq de emulsão- CPTem
Figura 28 – Balanço energético global do processo de produção de petróleo
O vapor consumido para descarregamento do óleo e aquecimento do tanque de
emulsão foi medido conforme descrito no subitem 3.3.1–Coleta de petróleo, e o vapor
consumido na separação óleo-água foi obtido pela diferença entre a produção total de vapor e
o utilizado
izado anteriormente.
5.3.2 Balanço de massa e energia intermediário.
De posse das perdas do processo identificadas no balanço global e com o
conhecimento das etapas em que elas ocorrem, conforme visto no diagrama de fluxo item 5.2,
foram selecionados os processos objeto de análise, ou seja, aqueles para a realização de
balanço material intermediário, quais sejam: Coleta de petróleo por carreta; Separação óleoágua; Armazenamento de petróleo e Geração e distribuição do vapor. A seguir estão
apresentados os balanços de material e energia para essas tarefas.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
126
5.3.2.1–Balanço material e energético do processo de coleta de petróleo.
A coleta de petróleo por carretas apresenta a sua mais significante perda nos tanques
de armazenamento de emulsão, quando o óleo é aquecido a temperaturas de 60°C,
propiciando aumento nas emanações de hidrocarbonetos voláteis. Outra perda nesse processo
é a borra gerada no fundo do tanque. Essas perdas estão apresentadas na Figura 29 - Balanço
material do processo de coleta de óleo por carretas, a seguir.
Vapor
Petróleo
88110,4 t
6655 t
Coleta de
Petróleo por carretas
CO V
41,4 t
BO
Petró leo
Petróleo
87965t
Cond
6655 t
104 t
Com postos O rgân icos Voláteis-CO V
Borra O leosa-BO
Condensad o-Cond
Figura 29 – balanço material do processo de coleta de óleo por carretas
A coleta de petróleo por carretas também apresenta perdas energéticas na etapa de
aquecimento do óleo no tanque de emulsão. Nesta etapa ocorre perda de calor para o ambiente
pela falta de revestimento isolante no tanque, e em menor escala, pelo uso desnecessário de
vapor para aquecimento das carretas; a exemplo do aquecimento da água livre vinda com o
petróleo. O balanço energético desse processo, apresentado na Figura 30, foi elaborado a
partir da medição de consumo de vapor nessa etapa. Esta medição foi realizada conforme
subitem 3.3.1.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Vapor
Petróleo
1,8 10
10
127
kJ
Coleta de
Petróleo por carretas
Petróleo
aquecido
1,2 x10
CPA
2,0 x10
9
kJ (11,6%)
CPcond
1,9 x10
9
kJ (10,7%)
10
kJ (77,8%)
Calor perdido para o ambiente- CPA
Calor perdido pelo condensado- CPCond
Figura 30– Balanço energético do processo de coleta de óleo por carretas.
5.3.2.2–Balanço material e energético do processo de separação óleo-água.
A separação óleo-água ocorre no tanque lavador e apresenta um número significativo
de perdas, quais sejam: hidrocarbonetos voláteis; água; aditivos e energia- necessitando,
portanto, de maior controle. As perdas de hidrocarbonetos gasosos ocorrem pelo aquecimento
do óleo dentro do tanque lavador e foram calculadas com base no banco de dados de
gerenciamento de emissões atmosféricas SIGEA, PETROBRAS (2005b). Para cálculo da
quantidade de borra de fundo gerada no tanque lavador, pela falta de dados de volume de
material coletado em limpeza do tanque lavador, foram utilizadas informações de uma estação
semelhante, conforme visto no subitem 5.1.4.2–geradores de resíduos. Na Figura 31 estão
apresentados os insumos e as perdas deste processo.
O balanço de massa utilizou os dados de produção da instalação (óleo, água, gás natural e borra oleosa de limpeza de fundo de tanque), consumo de insumos; aditivos químicos e
perdas de voláteis. A partir desses dados foi composta a entrada de emulsão para o processo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Vapor
Aditivos
14,34 t
24012 t
Separação
Óleo/agua
Petróleo
+ Água
128
Óleo Tratado
232905 t
Água oleosa
1348471 t
1581663,3t
Borra
Cond
24012 t
Oleosa
COV
193,8 t
107,8 t
Compostos orgânicos voláteis-COV
Condensado-Cond.
Figura 31–Balanço material do processo de separação óleo água.
O balanço energético desse processo considerou o conteúdo energético total do vapor
consumido na estação subtraindo do vapor consumido (equivalente) para o descarregamento
de carretas, do calor contido na corrente de emulsão, e ainda do calor das correntes oleosa e
aquosa saindo do tanque lavador.
O balanço energético, mostrado na Figura 32, apresenta a perda de calor para a água
como a mais importante do processo, demonstrando que a separação óleo-água por tanque
lavador é energeticamente um processo pouco eficiente, já que a energia é perdida sem uso
efetivo. Este dado associado ao elevado teor de água livre do petróleo sugere que o tratamento
desse óleo se realize em duas etapas; a primeira, a separação da água livre em um Tanque de
Água Livre–TAL; e uma posterior, que contemple o tratamento da emulsão mais estável em
um tanque lavador de menor volume e, portanto, de menor perda.
As perdas de calor para o ambiente foram calculadas pelas fórmulas apresentadas no
item 3.3.4–armazenamento do óleo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
129
V apor
6,36 10
Petróleo
+ Água
10
kJ
Ó leo T ratado
S eparação
Ó leo/agua
3,2 10
C P C ond
6,4 10 9 kJ (10,1% )
CPA
CPAP
4,6 10
3,4 10
9
10
10
kJ (30,2% )
kJ (52,8% )
kJ (6,9% )
C alor pe rdido para Á gua Produzida- C PA P
C alo r pe rdido pelo co nden sa do - C PC ond
C alo r pe rdido para o am b iente-C PA
Figura 32 – Balanço energético do processo de separação óleo água.
5.3.2.3–Balanço material e energético do processo de armazenamento de petróleo.
O armazenamento de petróleo apresenta como perdas o gás natural vaporizado do
petróleo e a borra oleosa oriunda da decantação de parafinas no tanque e se manifesta na etapa
de limpeza do tanque, conforme Figura 33.
O tanque de armazenamento de óleo, limpo em 2003 apresentou um volume de 77 m3
(PETROBRAS 2003). Esse tanque teve um intervalo de tempo em operação de dois anos,
portanto 38,5m3/ano. Como são utilizados três tanques de 38,5 m3 em paralelo, são geradas
três vezes esse volume de resíduo, ou seja, 115,5 m3/ano.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Petróleo
tratado
Armazenamento
de
Petróleo
130
Petróleo
232673 t
tratado
232904,7 t
Borra oleosa
COV
115 t
117 t
Figura
gura 33 – Balanço material do processo de armazenamento de petróleo.
A perda de energia ocorre pela troca de calor com o ambiente e pela falta de
isolamento térmico do tanque, ver Figura 34. Essa perda de calor foi calculada pela variação
de temperatura medida na saída do tanque lavador (entrando no tanque de armazenamento) no
momento da transferência para o parque de armazenamento.
Armazenamento
aquecido
1,03X10
1,03
X10
10
Petróleo
Armazenamento
de
de Petróleo
Petróleo
Petróleo
aquecido
9,5 x 10
kcal
CPA 8,2 x 10
8
9
kcal (91,2)
kcal (8,8)
CPA-Calor perdido para o ambiente
Figura 34 – Balanço energético do processo de armazenamento de petróleo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
131
5.3.3 Balanço de massa específico.
O balanço material específico foi realizado para a atividade de drenagem de água livre
que se realiza no processo de coleta de petróleo por carreta. Esta atividade é uma das críticas
identificadas na Figura 36–Fluxograma detalhado da coleta de petróleo por carretas.
O balanço de massa específico, Figura 35, mostra que realizando a drenagem da água
livre que acompanha a emulsão oleosa recebida por carretas, ocorre redução na massa de água
a ser aquecida e assim é possível reduzir a quantidade de vapor utilizado.
Balanço de massa específico -Drenagem de água livre
Vapor 6655 t
Emulsão
de petróleo
25,2 t
Drenagem de
Água livre
Petróleo
18,9t
6,3 t
Figura 35–Balanço de massa específico para a drenagem de água livre
5.3.4 Análise das tarefas críticas.
A PmaisL é essencialmente uma análise detalhada do processo produtivo,
identificando as atividades ou tarefas críticas, e, assim, estabelecendo condições de realização
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
132
compatíveis. As tarefas críticas identificadas nas Figuras 25 e 26 foram correlacionadas às
suas respectivas perdas, formando o mapeamento dos processos. Deste modo tornam-se
visíveis os processos geradores de perdas.
A avaliação de criticidade de processos e tarefas, conforme o procedimento da
Unidade resultou na relação de aspectos e impactos da Estação apresentadas no Apêndice A2. O procedimento existente, porém, avalia apenas a geração de resíduos e os impactos a ela
relacionados, sem considerar o consumo de insumos; portanto não sendo suficiente para
atender a PmaisL.
A seguir encontram-se analisadas as tarefas críticas do processo de produção de
petróleo: coleta de petróleo; geração e distribuição de vapor; separação óleo-água e
armazenamento de petróleo.
5.3.4.1 Coleta de petróleo.
O processo de coleta de petróleo por carretas inclui, além do desembarque de emulsão,
a coleta e o desembarque de água oleosa realizadas por carreta e por carro sugador (carro a
vácuo). Nesta avaliação verifica-se sob o critério de consumo ou de perda de insumo, que
estas duas atividades são diferentes, pois o potencial de perdas da primeira é grande devido ao
processo de descarga se realizar com uso de vapor, enquanto a segunda não utiliza esse
insumo. Adicionalmente no desembarque de petróleo de carretas pode ocorrer perda de
produto, enquanto no descarregamento com sugador apenas resíduo pode ser gerado. As
perdas no processo são: energia do vapor, água doce pela condensação desse vapor e
compostos orgânicos voláteis.
O fluxograma detalhado da coleta de petróleo, na Figura 36, foi concebido atendendo
ao critério proposto e tendo como adicional às melhorias necessárias a esse processo. As
tarefas 2.1–Embarcar petróleo; 2.3–Desembarcar petróleo da carreta; e 2.4–Desembarcar
petróleo de carro sugador e 2.6–Armazenar emulsão, são as que requerem maior atenção,
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
133
porque nelas podem ocorrer perdas de produto ou energia (vapor) e gerar resíduo. A seguir
está apresentado o detalhamento dessas tarefas nas atividades que as compõem:
Em condições normais de operação para a tarefa 2.1–Embarcar petróleo; as atividades
críticas são: 2.1.2–Posicionar carreta embaixo do mangote corretamente; 2.1.4–Conectar cabo
de aterramento; 2.1.5–Conectar mangote de descarga; 2.1.10–Efetuar o carregamento até o
indicador de nível interno; 2.1.12–Fechar a válvula do mangote de embarque drenando o óleo
para a carreta.
Para a tarefa 2.3–Desembarcar petróleo de carreta as atividades críticas são: 2.3.1–
Certificar-se do correto posicionamento da carreta; 2.3.3–Conectar cabo de aterramento;
2.3.4–Conectar mangote de descarga; 2.3.9–Drenar água livre; 2.3.10–Acompanhar nível do
petróleo no tanque da carreta; 2.3.11–Fluidificar óleo; 2.3.12–Retirar vapor quando serpentina
visível.
A tarefa 2.4–Desembarcar petróleo de carro sugador apresenta as atividades críticas:
2.4.1–Certificar-se do correto posicionamento da carreta; 2.4.3–Conectar cabo de
aterramento; 2.4.4–Conectar mangote de descarga; 2.4.7–Acompanhar nível de água oleosa
no tanque da carreta.
Por fim para a tarefa 2.6–Armazenar emulsão a atividade crítica é: 2.6.3–Manter
temperatura menor que 45ºC. Estas atividades foram identificadas com a cor azul no
fluxograma de processo conforme Figura 36. A perda de energia ocorre não apenas pelo
descarte do condensado, mas também pela falta de controle de temperatura do óleo aquecido
para descarregamento, e, ainda, pela falta de controle de temperatura do óleo no tanque de
emulsão.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
134
2-Coletar petróleo por Carretas
2.1
Embarcar petróleo.
2.1.1
Conferir lacres da
Válvula de
desembarque e da
boca
de visita da carreta
2.1.2
Posicionar a carreta
embaixo do mangote
corretamente
2.1.3
Desligar motor da
carreta
2.2
Medir e
Contabilizar
petróleo
2.3
Desembarcar
petróleo de carreta
2.3.1
Certificar-se do correto
posicionamento da carreta
2.3.3
Conectar cabo de
aterramento
2.3.4
Conectar mangote de
descarga
2.3.5
Conferir numeração dos
lacres da válvula desemb.
e da boca de visita
2.1.5
Conectar mangote
de descarga
2.3.6
Abrir boca de visita e
conferir nível do óleo
2.1.6
Romper lacre da boca
de visita e colocar
mangote
dentro da mesma
2.3.7
Verificar alinhamento das
válvulas para tanque
selecionado
2.1.8
Abrir válvula do
Tanque de petróleo
2.1.9
Abrir a válvula do
mangote de embarque
2.1.10
Efetuar o carregamento
até indicador de nível
interno
2.1.11
Fechar a válvula do
tanque de petróleo
2.1.12
Fechar a válvula do
mangote de embarque
drenando o óleo para
a carreta
2.1.13
Fechar e lacrar boca
de visita da carreta
2.4.1
Certificar-se do correto
posicionamento da carreta
2.3.2
Desligar motor da carreta
2.1.4
Conectar cabo de
aterramento
2.1.7
Certificar-se de que
o tanque da carreta
está vazio
2.4
Desembarcar
Petróleo de Carro
sugador
2.3.8
Abrir válvula de descarga
2.4..2
Desligar motor da carreta
2.4.3
Conectar cabo de
aterramento
2.4.4
Conectar mangote de
descarga
2.4.5
Verificar alinhamento das
válvulas para tanque
selecionado
2.4.6
Abrir válvula de
desembarque
de petróleo
2.3.9
Drenar água livre
2.3.10
Acompanhar nível de
petróleo
no tanque da carreta
2.3.11
Fluidificar óleo
2.3.12
Retirar vapor quando
serpentina visível
2.3.13
Fechar e lacrar válvula
de descarga da carreta
2.3.14
Fechar boca de visita Tq.
2.4.7
Acompanhar nível de
petróleo
no tanque da carreta
2.4.8
Fechar e lacrar válvula
de descarga do
carro sugador
2.4.9
Desconectar mangote
2.4.10
Desconectar aterramento
2.3.15
Desconectar mangote
2.3.16
Desconectar aterramento
Figura 36– Fluxograma detalhado da coleta de petróleo por carretas
2.5
Receber
petróleo
de Manifold
2.6
Armazenar
emulsão
2.6.1
Abrir válvula
do tanque
2.6.2
Distribuir
emulsão
2.6.3
Manter temp.
< 40ºC
2.6.4
Ajustar vazão
da bomba
2.6.5
Manter
transferência
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
135
As atividades críticas foram identificadas em azul no fluxograma detalhado na Figura
36. A atividade 2.3.9–drenar água livre foi analisada em detalhe, inclusive sendo testada a sua
viabilidade técnico-operacional, conforme visto nos tópicos seguintes.
Foram contabilizadas as carretas que utilizam vapor para o descarregamento e então
calculado o consumo de vapor por carreta, bem como o consumo total de vapor, e, ainda, o
potencial de redução de consumo.
Com a quantidade de carretas descarregadas na Estação, conforme visto na Tabela 3, e
o volume de vapor consumido por cada carreta, estimado a seguir, foi avaliado o consumo
total de vapor para este processo. As etapas para o cálculo foram:
ƒ
medição do tempo de aquecimento das carretas;
ƒ
medição da vazão do vapor.
O número de carretas transportando óleo é influenciado pelas intervenções realizadas
nos poço no período. Assim, quando um poço é parado para manutenção, a sua produção é
muito afetada, o que promove grande variação no volume de óleo produzido.
Os poços FE- XII, FE- X, FE- XI e FS-X utilizam vapor para o descarregamento
devido à resistência ao fluxo propiciada pela viscosidade dos seus óleos, que é alta a
temperatura de descarregamento na Estação. A perda de calor do óleo resultando na queda da
temperatura está associada a baixa produtividade do poço, implicando em elevado tempo de
armazenamento nos carros-tanque estacionados nesses poços. O descarregamento da carreta
do poço FRS-X apresenta variação no procedimento utilizado na Estação, ocorrendo o uso ou
não do vapor em função da interpretação do operador quanto a sua necessidade.
Em uma primeira observação visual verifica-se que o óleo produzido nos poços FE-XI
e FE X apresentam as maiores viscosidades, portanto de mais difícil descarregamento na
Estação.
A medição do tempo de aquecimento do óleo das carretas considerou que a vazão de
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
136
vapor disponibilizada no ponto de consumo durante um intervalo de tempo curto é constante.
O tempo de aquecimento considerou a média de três medições, conforme Tabela 17, a seguir.
Tabela 17– Tempo de aquecimento de carretas recebidas na Estação B.
Poço
FE-XII
FE-XI
FE-X
FS-X
FRS-X
Vol (m3)
35
35
35
35
30
2700,0
6460,0
4950,0
3320,0
3180,0
Tempo(s)
2800,0 2760,0
6480,0 6500,0
4920,0 4890,0
3280,0 3300,0
3160,0 3200,0
Média
2753,3
6480,0
4950,0
3300,0
3180,0
Os óleos dos poços FE-X e FE-XI apresentaram os maiores consumos de vapor e,
portanto priorizados para a avaliação de redução de consumo de insumos.
Para a medição de vazão de vapor, dados apresentados na Tabela 18, foi utilizado um
recipiente de 52litros, dos quais 48 foram ocupados por água fria à temperatura ambiente. O
volume restante foi preenchido, até transbordar, com vapor condensado e o intervalo de
tempo, medido com um cronômetro. A pressão de vapor na linha foi medida com um
manômetro com escala de 0psi a 100psi e atingiu a 42 psi. A temperatura da água foi elevada
até 62ºC.
Tabela 18– Medição de vazão de vapor na descarga de carretas
Medição
1
2
3
4
média
Vol (l)
4,0
4,0
4,0
4,0
Tempo(s)
315,0
312,0
312,0
310,0
312,2
Vazão (l/s)
0,0127
0,0128
0,0128
0,0129
0,0128
Com a vazão média de vapor no ponto de alimentação das carretas e o tempo médio
para enchimento do recipiente de 312,25s foi calculada a vazão do vapor no descarregamento:
0,0128 l/s. O consumo de vapor por carreta está na Tabela 19, a seguir. Também é mostrado o
consumo acumulado no período de um ano considerando o número de carretas descarregadas
na Estação. O volume total de vapor consumido na Estação em 2004 foi de 64,9t.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
137
Tabela 19– Consumo de vapor para o descarregamento de carretas
Poço
Tempo(s)
FE-XII
FE-XI
FE-X
FS-X
FRS-X
Total
2760
6462
4938
3300
3162
Volume
Consumido (l/s)
35,4
82,9
63,4
42,4
40,6
Total
carretas
328
152
124
116
688
Volume
anual(m3)
11,6
12,6
7,9
4,9
27,9
64,9
A Tabela 20, a seguir, apresenta as temperaturas dos óleos medidas nos poços (FE-X
e FE-XI) e também na Estação. A temperatura média desses óleos chegando a Estação é
respectivamente de 31 ºC e 30,4ºC. A perda de calor do óleo é equivalente a sua variação de
temperatura, portanto 5,4ºC para o óleo do poço FE-X e para o poço FE-XI 5,2 ºC. A perda
de calor por carreta corresponde a 70.591,5 kcal e 67.977kcal respectivamente.
Tabela 20–Temperatura de óleo saindo do poço e descarregando na Estação
DATA 05/05/05
DATA 30/05
DATA 06/0605
DATA 07/06/05
Poço
Estação
Estação
Estação
FE X
Medição
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Media
36,5
36,2
36,3
36,4
36,5
36,6
36,2
36,3
36,5
36,3
36,38
FE-XI
35,8
35,6
35,6
35,2
36,2
34,8
35,3
35,6
35,9
36,6
35,66
FE-X
FE-XI
FE-X
FE-XI
FEX
FE-XI
29,5
29,5
30,9
30,6
30,8
31,0
31,2
Temp. (°C)
29,5
31,7
31,2
31,7
31,5
31,8
31,0
31,8
31,5
32,0
31,7
32,0
32,4
32,0
30,0
30,1
30,2
30,0
29,9
29,8
29,6
30,1
30,1
30,3
30,4
31,0
31,0
31,1
29,8
29,9
30,0
29,8
30,1
30,3
30,3
30,5
31,26
29,94
30,57
30,03
31,86
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
138
A temperatura do óleo nos poços é inferior à temperatura do ponto de fluidez do óleo
produzido na Estação, suscitando ser a perda de calor e conseqüente aumento de viscosidade
os responsáveis pela necessidade de calor para o descarregamento desses óleos. A
confirmação desta hipótese ocorreu através da medição do ponto de fluidez do óleo dos poços
FE-X e FE-XI. Essa propriedade foi determinada em laboratório e apontam valores de 39°C e
45ºC, respectivamente, portanto acima da temperatura que eles estão no poço. Deste modo é
demonstrado que o isolamento térmico da carreta não eliminaria a necessidade de vapor para
o descarregamento desses óleos.
Concluído pela inviabilidade de eliminação do vapor para o descarregamento das
carretas, foi avaliada a possibilidade de redução de consumo, considerando a hipótese de que
a água livre existente no óleo transportado, por sua baixa viscosidade, não necessita de
aquecimento para o seu descarregamento. Para a realização do teste foi descarregado o óleo
da carreta drenando a água livre, antes da injeção de vapor. O monitoramento do teor de água
no óleo foi realizado qualitativamente (coletando amostras do óleo no duto de descarga da
carreta). Efeitos como: bloqueio na linha e aumento do tempo de descarregamento, não foram
observados durante a tarefa, portanto a retirada do vapor durante a drenagem da água livre
não trouxe qualquer efeito adverso. O menor tempo de aquecimento obtido com o atraso na
injeção de vapor representa menor consumo desse insumo. A Tabela 21, a seguir, apresenta a
redução no tempo de aquecimento do óleo e o volume de vapor por carreta.
Tabela 21–Consumo de vapor descarga de carretas do poço FE -XII
Poço
FE-XII
Média
Vazão
vapor(l/s)
0,0128
0,0128
0,0128
de Tempo (s)
2100
2090
2110
2110
Volume de
Vapor(l)
26,9
25,4
27,7
26,7
A redução de consumo com o experimento representa quase 20% do vapor utilizado
para o descarregamento das carretas desse campo. O teor de água no petróleo recebido por
carretas na Estação está próximo dos 33% . (PETROBRAS 2004c)
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
139
5.3.4.2 Geração e distribuição de vapor.
A geração de vapor atende diretamente a dois processos: o de separação óleo-água e o
de coleta de petróleo por carretas. Indiretamente atende ao armazenamento e a transferência
de óleo. As perdas de calor estão relacionadas ao processo de produção de vapor, por conta do
tipo de equipamento utilizado e, eventuais, falhas no isolamento térmico de linhas e válvulas.
As tarefas realizadas nesse processo estão detalhadas na Figura 37, sendo a 3.3–Operar
caldeira e a 3.5–Distribuir vapor as que requerem maior atenção.
Ressalta-se que o Procedimento da Estação, não contem as atividades críticas
constantes da Figura 37, a seguir. Essas atividades devem ser incluídas no procedimento da
Estação considerando as boas práticas para o sistema de geração e distribuição de vapor,
identificadas no subitem 3.3.5–Geração e distribuição de vapor, pois a sua ausência propicia a
perda do recurso energético.
As tarefas críticas para o processo são: 3.3.2–Monitorar e controlar as variáveis do
processo; 3.3.3–Verificar funcionamento da purga de fundo automática; 3.5.1–Verificar
purgadores; 3.5.2–Inspeção linhas de distribuição; 3.5.3–Corrigir vazamentos identificados de
imediato.
Os parâmetros – temperatura da chaminé abaixo de 350 °C para a caldeira de maior
potência e abaixo de 250ºC para a de menor; pressão de combustível e; diferencial de pressão
na fornalha devem ser reavaliados, conforme os critérios de otimização constantes do item 3–
Revisão da literatura. Identicamente os procedimentos operacionais relacionados a
manutenção dos equipamentos de distribuição de vapor de modo a contemplar: a correção
imediata de
vazamentos em linhas e válvulas; recuperação de revestimento isolante e
realização de limpeza contínua e intermitente da caldeira.
Com relação aos gases de chaminé a variação de temperatura deve ter a sua faixa
alterada de modo a atender ao critério da USEPA. A faixa atualmente aceita implica em maior
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
140
perda de calor. A pressão do vapor gerado é outra variável a ser controlada com mais rigor,
haja visto o aumento de consumo de gás com a maior pressão.
3-Gerar e distribuir vapor
3.1
Prep. caldeira
para partida
3.5
Distribuir vapor
Caldeira
3.6
Parar
Caldeira
3.4.1
Verificar nível de
água no GV.
3.5.1
Verificar purgadores
3.4.2
Verificar se o nível
de água no tq e > 3m
3.5.2
Inspecionar linhas
de distribuição
3.6.1
Pressionar tecla
“MENU”
depois tecla “0” e
depois tecla “1”
3.4.3
Desligar a válvula de
purga de fundo do GV
3.5.3
Corrigir vazamentos
identificados de
imediato
3.2
Partir a caldeira
3.3
Operar caldeiras
3.4
Medir consumo
de água
3.1.1
Verificar nível de
água no tq e no GV.
3.2.1
Posicionar chave
em automático
3.3.1
Verificar nível de
água no tq e no GV.
3.1.2
Abrir válvulas
da bomba d’água
3.2.2
Selecionar bomba
d’água e posicionar
chave em automático
3.3.2
Monitorar e controlar
as variáveis do
processo
3.1.3
Abrir válvula primaria da linha de gás
3.1.4
Verificar a pressão
após a PCV da
linha principal
3.1.5
Abrir válvula secundaria da linha de gás
do piloto
3.1.6
Verificar a pressão
após a PCV da
linha gás do piloto
3.1.7
Verificar existência
de vazamentos
3.1.8
Verificar se val. de
saída de vapor está
fechada
3.2.3
Posicionar a chave
Seletora do GV em
LIGA, segurar e aguardar
o acionamento do GV
3.2.4
Verificar o acendimento
dos queimadores
(piloto e principal), observando o sinalizador
do programador eletrônico
e o visor de chama
3.3.3
Verificar o funcionamento da purga
de fundo automática
3.3.4
Purgar a coluna
de nível uma vez
por dia
3.3.5
Purgar a coluna
de nível uma vez
por dia até desligar
caldeira
3.2.5
Fechar a válvula secundaria da linha de gás
do piloto
3.3.6
Fazer teste manual
das PSV, todo dia 15
3.2.6
Aguardar a
Pressurização do GV
para começar a abrir a
Válvula de saída de vapor
3.3.7
Substituir elementos
do filtro de água
pressão > 1kg/cm2
3.4.4
Fechar a válvula
de entrada do tanque
3.4.5
Medir o nível
de água no tq
3.4.6
Após 1 h medir
nível de água no Tq
3.6.2
Fechar valv. Primaria
da linha geral de gás
3.6.3
Fechar valv. de saída
de vapor
3.6.4
Acionar bomba
d’agua até o
nível de água cobrir o
visor de nível
3.6.5
Fechar as válvulas de
sucção e recalque
3.4.7
Ligar válvula de purga
de fundo do GV
3.4.8
Abrir válvula de
entrada de água no Tq
3.4.9
Calcular o consumo
de água dos GV’s
Figura 37– Fluxograma detalhado do processo de geração e distribuição de vapor, elaborado
com base em PETROBRAS (2004b).
.
5.3.4.3–Separação óleo-água.
A separação óleo-água é realizada no tanque lavador, o qual processa o petróleo vindo
do tanque de emulsão e mais a produção recebida por dutos. O vapor utilizado para
aquecimento do tanque lavador pode ser descartado para corrente de água pluvial, ou ainda
pode ser incorporada na corrente de água produzida para injeção. A prática utilizada na
Estação é o descarte para o meio ambiente. Como o vapor utilizado para aquecimento é
descartado para a corrente de água pluvial o calor residual neste condensado é perdido.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
141
Os fluidos vindos da caixa recuperação oriundos da limpeza de equipamentos, água
pluvial contaminada com óleo e vazamentos na área operacional contém oxigênio, o que
propicia a formação de ácidos orgânicos e sua conseqüente precipitação no processo,
conforme visto no subitem 3.3.3–Tratamento de água produzida. A separação óleo-água
apresenta a maior variedade e quantidade de resíduos gerados. Neste processo as principais
perdas são: calor, resíduos sólidos e hidrocarbonetos voláteis.
A Figura 38 apresenta as tarefas que requerem maior atenção no processo de separação
óleo-agua, quais sejam: 5.2–Injetar vapor no tanque; 5.3–Injetar produtos químicos; 5.4–
Monitorar variáveis do processo; 5.5.–Coletar amostras de óleo. Essas tarefas foram
detalhadas em atividades identificadas com a cor azul por serem consideradas as de maior
criticidade, conforme segue: 5.2.3–Manter purgadores regulados; 5.2.4–Retornar condensado
ao tanque lavador; 5.3.3–Regular taxa de injeção de produto químico; 5.4.2–Manter injeção
de vapor se temperatura maior que 55ºC e menor que 70ºC; 5.5.3–Fechar válvula após coleta
de amostra de óleo.
No procedimento operacional para a separação óleo-água não foi prevista a descarga
do condensado para a canaleta de água pluvial. Esta descarga é crítica para o processo, pois
propicia perda de calor e ainda risco para a segurança dos operadores, já que é uma fonte
aquecida disponível para acesso. Uma opção ao descarte do condensado para as canaletas
seria a injeção no colchão de água do tanque de lavagem. Neste caso o risco para os
trabalhadores é minimizado, porém a perda energética continua.
Esta tarefa deve ser
incorporada entre as críticas, portanto.
A injeção de produto químico, desemulsificante, é outra tarefa crítica desse processo,
vez que a sua falta ou excesso são prejudiciais à separação óleo-água. Assim sendo é
necessário rigoroso controle dessa atividade.
O retorno do condensado para a linha de água de alimentação da caldeira, permite a
recuperação de energia e de água, minimizando o consumo de gás natural e a adução de água
doce para o processo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
142
5-Separação óleo-água
5.2
Injetar vapor
no tanque
5.3
Injetar
Produto
químico
5.4
Monitorar
variáveis
do Processo
5.5
Coletar
amostras
de óleo
5.6
Retirar Tanque
De operação
5.1.1
Abrir válvula de
entrada
no tanque
5.2.1
Abrir válvula
5.3.1
Conectar
bombona
na sucção
5.4.1
Verificar
temp. entre
5.5.1
Abrir válvula
5.6.1
Fechar válvula
de alimentação
5.1.2
Distribuir a
vaz ão de petróleo
no tanque
5.2.2
Aguardar
temperatura subir
Até 70ºC
5.3.2
Acionar bomba
injetora
5.4.2
Manter vapor
se 55<T<70°C
5.5.2
Encher coletor
5.6.2
Injetar água
produzida
5.2.3
Manter purgadores
regulados
5.3.3
Regular taxa
de Injeção
5.4.3
Receber
resultado do
laboratório
5.5.3
Fechar válvula
5.6.3
Elevar nível
de água
5.1
Colocar tanque
em operação
5.2.4
Retornar condensado
ao TL
55<T<70°C
5.4.4
Avaliar BS&W
5.4.5
Reprocessar se
BS&W > 0,2
5.5.4
Enviar amostra
laboratório
5.6.4
Drenar óleo
5.6.5
Drenar água
5.6.6
Limpar o tanque
Figura 38– Fluxograma detalhado do processo de separação óleo água elaborado com base
em PETROBRAS (2004b)
5.3.4.4–Armazenamento de petróleo.
O armazenamento de petróleo é realizado em tanques de aço-carbono que recebem o
óleo tratado do tanque lavador. A falta de isolamento térmico permite perdas de calor durante
o armazenamento equivalente a 8ºC de diferença de temperatura. A temperatura mínima do
óleo para transferência é de 55ºC, abaixo desse limite, a perda de calor compromete a fluidez
do óleo no duto devido ao seu congelamento, impossibilitando a transferência. As atividades
críticas estão apresentadas na Figura 39.
Nesse processo as perdas de compostos voláteis e borra oleosa não estão associadas às
práticas operacionais, mas ao próprio armazenamento. As tarefas que requerem maior atenção
foram detalhadas em atividades, conforme segue: 6.4.3–Fechar válvula quando volume
atingido; 6.5.1–manter óleo estocado. Foram detalhadas por serem consideradas as de maior
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
143
criticidade. A perda de calor identificada no fluxograma do processo de armazenamento não é
visível para o procedimento da Unidade.
6-Armazenar Petróleo
6.1
Selecionar
tanque
em estação
6.1 .1
Verificar tanque
que está vazio
6.2
Preparar tanque
em estação
6.4
Acompanhar
recebimento
6.5
Manter óleo
estocado
6.2.1
Verificar volume útil
6.4.1
Medir
Altura do tanque
6.5.1
Manter óleo
estocado
6.2.2
Sinalizar tanque
para recebimento
6.4.2
Conferir volume
útil
6.3
Alinhar tanque
em estação
6.4.3
Fechar válvula
quando volume
atingido
Figura 39–Fluxograma detalhado do processo de armazenamento de petróleo
elaborado com base em PETROBRAS (2004b).
Os tanques de armazenamento também são utilizados como complementos ao sistema
de separação óleo-água para eventualidades operacionais; quando o óleo não sai especificado
do tanque de lavagem. Assim esses tanques são utilizados como um sistema de segurança
operacional para a garantia da qualidade do produto. A instabilidade do processo é provocada
por variação de temperatura, concentração de desemulsificante e tempo de residência no
tanque de lavagem. Como o último parâmetro é muito maior que o necessário ao processo,
este não se constitui em uma variável crítica. As outras duas são controláveis a partir de
procedimentos operacionais estabelecidos e rigorosamente cumpridos, assim sendo
descontrole nesse processo se constituirá em exceção e como tal deverá ser tratado. Na rotina
operacional três tanques propiciam a intensificação de efeitos indesejáveis no processo; o
primeiro deles, a deposição de material no fundo do tanque; o segundo é a perda de calor
nessa mesma massa de óleo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
144
5.4 DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS DAS PERDAS
Os custos das perdas foram determinados utilizando as suas parcelas conforme proposto no
subitem 2.4.6. Foram calculados os custos para as perdas: pela geração de resíduos oleosos
(Borra de fundo de tanque e solo contaminado); perda de Compostos Orgânicos Voláteis nos
tanques de armazenamento e de vapor de água. A cotação do Dólar americano (US$) utilizada
durante esta etapa foi de R$ 2,75 =US$ 1,00 referente ao dia 14/03/2005.
5.4.1 Cálculo de perda pela geração de resíduos oleosos.
Os resíduos oleosos são os de maior importância considerando os volumes e custos
envolvidos. O custo dessa perda envolve várias atividades desde a coleta do material dentro
do tanque, ou no solo – de acordo com o tipo do resíduo – até o seu tratamento, passando pela
administração desse trabalho. A Tabela 22 –Custo por tonelada para gerenciamento de
resíduos oleosos da Estação B– apresenta dados obtidos de contratos de prestação de serviços
de limpeza de tanques, transporte e tratamento de resíduos realizados na Unidade de Negócio
no ano de 2005.
Tabela 22 –Custo para gerenciamento de resíduos oleosos da Estação B (R$/t)
Tipo de Custo
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
Resíduo oleoso
Borra fundo tanque Solo contaminado
565,00
565,00
341,00
85,25
50,00
60,00
Coleta
380,00
50,00
Total
1336,00
760,25
O custo administrativo considera o tempo necessário para a realização da coleta e
tratamento de uma tonelada de resíduo e valor do salário médio por hora dos trabalhadores
envolvidos na coordenação desses serviços.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
145
O teor de sólidos da borra oleosa considerado foi de 20% calculados a partir do teor de
sedimentos nos tanques. Cada tonelada de borra oleosa contém 2,51 bbl de óleo. A densidade
da borra é muito próxima de 1g/cm3.
O teor de sólidos do solo contaminado foi estimado em 90%, a partir de dados de
remoção de material de vazamentos em diversos campos da Unidade. Cada tonelada de solo
contaminado contém 0,62 bbl de óleo.
O custo anual com esses resíduos oleosos é de R$ 608.586,00 sendo R$ 520,906,40
com a borra de fundo de tanque e R$ 87.679,60 com solo contaminado.
5.4.2 Cálculo do custo da perda de COV para atmosfera.
O volume de hidrocarbonetos gasosos perdidos para a atmosfera anualmente,
calculado pelo SIGEA PETROBRAS (2005b) é de 352,2t, conforme a Tabela 13, página 111.
Considerando o preço de mercado para o gás natural de US$3,00/MMbtu, ou R$ 320 /1000m3
(PETROBRAS 2005c), pode-se calcular o valor da perda, conforme apresentado na Tabela
23, a seguir.
Tabela 23 – Custo para gerenciamento de COV (R$/t)
Tipo de Custo
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
Coleta
Total
COV´s
0,00
403,20
0,00
0,00
403,20
O custo de gerenciamento dos Compostos Orgânicos Voláteis – COV está associado
apenas à perda do produto. Os demais itens de custo têm valor desprezível e, portanto não
foram considerados. Com o custo unitário e volume total de perda calcula-se o custo total em
R$ 142.007,40/ano.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
146
5.4.3 Cálculo do custo de calor perdido na Estação B.
O cálculo do custo do calor perdido considerou o custo equivalente para a produção da
mesma quantidade de vapor, levando em conta o custo de geração de vapor da estação. As
perdas de vapor foram calculadas utilizando as equações 03 e 04, sendo que inicialmente foi
calculado o custo de geração de vapor CG, conforme abaixo.
Dados de entrada:
Pc = Preço do combustível – gás natural da Petrobras (US$/MMbtu)
3,00
Hv = Entalpia do vapor produzido na Estação (btu/lb) a 65psia
1.179,1
HAA = Entalpia da água de alimentação (btu/lb) a (22,5 °C)
33,00
ηc = Eficiência total da caldeira (fração)
0,82
CG = Custo de geração do vapor (US$/1000lb).
5,50
5.4.3.1 – Cálculo do custo anual da perda de calor no condensado descartado.
Todo condensado de vapor é drenado para as canaletas de água pluvial sendo, portanto
o calor perdido para o ambiente. Utilizando a equação 11 calcula-se o custo da perda do condensado na Estação.
Massa de condensado (kg)
30870000
2
Entalpia do condensado a pressão média de uso 4,0kgf/cm (kJ/kg)
414,2
Entalpia da água de alimentação (kJ/kg)
83,6
Quantidade de vapor anual equivalente ao condensado perdido (t)
2710,7
Custo anual da perda do condensado vapor (US$)
32799,80
Como o condensado é descartado não há coleta e nem tratamento e, portanto, o custo
de gerenciamento não foi considerado. O custo total perfaz um montante de R$ 90.199,42. A
Tabela 24 apresenta o custo de gerenciamento dessa perda.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
147
Tabela 24 – Custo para gerenciamento de perda de condensado (R$/t)
Tipo de Custo
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
Condensado
0,00
3,36
0,00
Coleta
0,00
Total
3,36
5.4.3.2 – Cálculo do custo anual da perda de calor pelo Tanque de armazenamento.
A perda de calor no tanque de armazenamento ocorre pela falta de isolamento térmico
e propicia uma redução média de 8°C na temperatura do óleo. A seguir está apresentado o
cálculo da perda por cada tanque, que foi realizado utilizando a equação 09.
Calor específico do óleo (kJ/kg/°C)
1,88
Variação de temperatura do óleo (°C)
8.0
Massa de óleo aquecida (kg)
76172600
Calor perdido (kJ)
1,145x109
Volume de gás equivalente perdido (m3)
35265,09
Quantidade de vapor (t)
431,9
Custo anual do vapor (US$)
5234,82
O custo unitário de gerenciamento da perda de calor no armazenamento para cada
tanque apresentado na Tabela 25 é de R$ 14.395,76, enquanto o custo total para os três
tanques é de R$ 43.187,27.
Tabela 25 – Custo para gerenciamento de perda de calor armazenamento
Tipo de Custo
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
Coleta
Total (R$/tanque)
Tq’s Armazenamento
0,00
14.395,76
0,00
0,00
14.395,76
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
148
5.4.3.3 – Cálculo do custo anual da perda de vapor por linha de ¼ ”
Foi identificada uma válvula de quatro polegadas com vazamento de vapor de
aproximadamente ¼” . Esse tipo de perda tem efeito altamente negativo sobre o sistema de
distribuição devido a sua constância e tendência ao alargamento do orifício com o tempo. Para
o cálculo da perda de vapor foi utilizado o Anexo II-Perda de vapor por orifício.
Taxa de perda horária
35,11
Tempo de perda (h)
8640
Consumo de combustível (m3)
1751,05
Quantidade de vapor (t)
137,88
O custo unitário de gerenciamento pela perda de vapor na válvula da linha de
distribuição apresentado na Tabela 26 é R$ 33,27, enquanto o custo total é R$ 4.588,00
considerando a seguinte cotação do dólar ( US$ =2,75R$)
Tabela 26 –Custo de gerenciamento de perda por vazamento em linha
Tipo de Custo
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
Coleta
Total (R$/t)
Vazamento vapor
0,00
33,27
0,00
0,00
33,27
5.4.3.4 – Cálculo do custo da perda de calor no tanque de emulsão.
Para o cálculo do custo da perda de calor no tanque de emulsão foram utilizados a
equação geral de perda de calor e os coeficientes globais de troca térmica, considerando a
temperatura máxima em 79ºC, conforme visto anteriormente. A Tabela 27 apresenta os
valores para o gerenciamento dessa perda.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Coeficiente global de troca térmica (W/m2/ºC)
149
9,1
2
Área do tanque total (m )
204,4
Temperatura da emulsão ( ºC)
79
Temperatura ambiente (ºC)
22
O calor perdido ano (kJ)
6,46x109
Volume de gás equivalente consumido (m3)
160.946,12
Quantidade de vapor perdido (t)
1.995,22
Custo de geração de vapor perdido (US$/1000lb)
5,5
Custo do vapor perdido (R$)
66.391,11
O custo para gerenciamento da perda de calor está associado apenas à sua reposição.
Não há custos com a coleta e o tratamento do condensado, já que o mesmo é descartado.
Tabela 27 – Custo para gerenciamento de perda de calor Tq emulsão
Tipo de Custo
Condensado
Tratamento
Perda do produto
Administrativo
0,0
66.391,11
0,0
Coleta
0,0
Total (R$/tanque)
66.391,11
Os custos das perdas associadas ao respectivo processo estão mostrados na Tabela 27,
a seguir. O processo de coleta é o que apresenta o maior numero de perdas enquanto a geração
e distribuição de vapor o menor e menos significativo.
Tabela 28 – Matriz de Custo x processo das perdas.
Tipo de perda
Processo
Coleta
Separação O/A
Armazenamento
Geração e dist
vapor
Borra
Oleosa
96.860,00
72.010,40
154.308,00
_
COV
Vazamento
16.693,00
78.140,00
47.175,00
_
87.680,00
_
_
_
Calor
condensado
16.234,60
82.964,80
_
4.588,00
Calor
66.396,10
_
43.187,30
_
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
150
5.5 SELEÇÃO DO FOCO E PRIORIZAÇÃO DE PROCESSO
Para a identificação dos processos prioritários da produção de petróleo foram
utilizados os critérios estabelecidos, conforme visto no subitem 2.4.4–Seleção do foco e
priorização de processos, sendo apresentados os respectivos resultados dessa seleção, a seguir:
a–)Quantidade de resíduos e custos– Conforme visto na Figura 18–Gráfico de setores
dos resíduos gerados no Pólo de Produção A, a borra oleosa é o resíduo com maior volume de
geração, após a água oleosa. O custo de manuseio elevado para esse resíduo, conforme
apresentado no subitem 5.4–Determinação dos custos das perdas, explica a sua priorização
para estudo. Os processos associados a este resíduo são a separação óleo-água no tanque
lavador, o armazenamento do óleo e a flotação de óleo.
b–)Problemas identificados na avaliação da instalação – A geração de resíduos
oleosos, perda de água pelo descarte do condensado do vapor, a perda de hidrocarbonetos
voláteis por evaporação nas diversas etapas do processo, a perda de calor no tanque de
lavagem, no descarregamento de óleo e no tanque de armazenamento são os principais
problemas identificados. Os vazamentos de óleo embora sejam fontes de geração de resíduos
apresentam causas diversas, mas nenhuma associada a operações possíveis de eliminação.
c–)Utilizando o diagrama da cebola. A ordem de prioridade estabelecida por esta
ferramenta coloca a separação óleo-água como o centro da análise, pois este processo
concentra o consumo energético e a geração de resíduo, sendo, portanto o coração da
produção de petróleo. A flotação convencional para a retirada do óleo da água assume a
segunda posição, com baixa geração de resíduo e sem consumo energético. O sistema de
geração de vapor como sendo produtor de utilidade para o processo ocupa a terceira posição.
Com base na avaliação anterior foi elaborada uma matriz de priorização de atividades,
Quadro 04, mostrando os critérios de análise e os processos/tarefas de produção de petróleo.
Assim os processos priorizados para análise foram:
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
151
Quadro 04 –Matriz de priorização de processos.
Critério
a
b
c
Separa. O/A Desc.
carreta
1
1
2
1
3
Processo
Armazen
.
2
3
-
Flotação
3
2
Dist.
de
Vapor
4
Legenda:
1– Prioridade muito alta; 2– Prioridade alta; 3–Prioridade média; 4–Prioridade baixa; 5–
Prioridade muito baixa.
Os processos foram priorizados em função de sua pontuação nos critérios
estabelecidos anteriormente. A mais alta prioridade foi atribuída o valor 1, a condição
imediatamente inferior o valor 2 e assim sucessivamente. A separação óleo-água é priorizada
em todos os critérios, quer seja por atuar como reator do processo realizando a mistura do
desemulsificante, quer seja por permitir condição adequada para a separação óleo-água.
Os processos de descarregamento de carretas, de armazenamento e de flotação de óleo
apresentaram empate na segunda colocação. Porém considerando que a geração de borra é
maior no armazenamento este foi selecionado.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
152
5.6 ESTABELECIMENTO DE INDICADORES
No item subitem 2.4.5–estabelecimento de indicadores; foi vista a importância desses
elementos comparativos para o monitoramento das atividades industriais e quais deles podem
ser utilizados para acompanhar a atividade de produção de petróleo.
Neste trabalho os indicadores foram utilizados com dois propósitos: o primeiro, para
estabelecer parâmetros internos de controle ambiental; e o segundo, para servir como
elemento de comparação com outras empresas. Para atendimento ao primeiro propósito foram
utilizados os indicadores relacionados às principais perdas, ou consumo de recurso natural
(água, energia, óleo). Com esta premissa, o monitoramento do consumo de água da instalação
por unidade de produto contribui para a otimização do uso de recurso, além de estimular a
reciclagem.
Para os demais indicadores são válidas as mesmas premissas, principalmente
estimulando a redução das perdas. Os valores atualmente medidos para esses indicadores são
vistos na Tabela 28,a seguir. O volume de água medido na estação atualmente é relacionado
apenas à geração de vapor. Os demais itens de consumo são baixos e não é previsto o seu
acompanhamento pela operação da Unidade.
Tabela 29 –Indicadores de PmaisL da Estação B
Indicador
Consumo de água por unidade de produto.
Consumo de energia (vapor) por unidade de
produto
Quantidade de resíduos sólidos gerados por
unidade de produto
Quantidade de emissões atmosféricas geradas por
unidade de produto
Unid.
m3/t
Valor da
Estação
0,1
kWh/t
10,7
t/t
0,012
t/t
0,0016
Além dos indicadores acima, foram utilizados os da “Oil and Gás Pruducers”,
atendendo ao segundo propósito, conforme apresentado na Tabela 01, página 49.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
153
Os valores para os indicadores medidos na Estação indicam haver oportunidades para
melhoria no processo de tratamento de água produzida, conforme Tabela 28. Salienta-se que
a Estação não descarta água para o ambiente, o que explica os valores mais elevados de óleo
na água produzida.
Tabela 30 –Indicadores comparativos da Estação B
Indicador
Descarte de óleo na água
produzida em terra.
Perda de óleo na água produzida
Valor referência
OGP
Valor da
Estação
14,02 mg/L
20,5 mg/L
9,8 t/106 t
86,99 t/106 t
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
154
5.7 ANALISE DAS RAÍZES DAS CAUSAS
A análise da causas de geração de resíduos tenta vislumbrar como o resíduo é gerado e
assim encontrar as ações de bloqueio. Encontrar as razões básicas que explicam o uso de um
recurso, ou a sua perda no processo é importante porque permite avaliar se este recurso pode
deixar de ser usado ou substituído. O diagrama de Ishikawa, conforme proposto no item 2.4.7,
foi utilizado para mapear as causas das principais perdas identificadas e demonstrar as
relações de causa e efeito nos diversos processos. Nos itens a seguir é apresentada a discussão
detalhada do assunto.
5.7.1 Causas da geração de resíduos oleosos.
As causas da geração de borra nos tanques de armazenamento estão associadas a
vários fatores conforme pode ser visto na Figura 40, que se segue, sendo destaque a falta de
isolamento térmico, as condições ambientais e a qualidade da matéria-prima.
O ponto de névoa do óleo explica a necessidade de calor para o armazenamento do
produto. A análise laboratorial do óleo da Estação B mostra o ponto de névoa em 41,49ºC.
(UN-BA 2001). Conforme visto anteriormente, temperaturas do óleo abaixo do seu ponto de
névoa permitem a deposição das parafinas. Ainda deve ser considerado que, com a
evaporação de leves, a solubilidade das parafinas de peso molecular mais elevado é reduzida,
havendo a sua precipitação no óleo e gerando, portanto as borras.
A variação de temperatura a qual está submetido o óleo é outro fator a ser considerado,
uma vez que, o óleo chegando do tanque lavador encontra o óleo residual da última
transferência a uma temperatura mais baixa, propiciando o esfriamento do conjunto em 10ºC.
.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Informações do processo
ou medidas
Tmp arm
Métodos ou
procedimentos
Insumos
Aum. visco.
Teor paraf.
alto PM
Flh. ajte tmpt.
Ef. sep. tl
Per. cal.
Ajte bmb. inj.
Conc. adt.
Sol.form.
Flh. contr. proc.
de transf.
Tmpt arm
Qualid. óleo.
Bxa vel. Ench.tq.
Desc. proc.
Bxa turb.
155
Var. tmpt
Geração de
borra tanque
armazenamento
Per. cal.
Flt isol. term.
Cond. clim.
Vol. mor.fun.tq.
Intp transf.
Pessoas
Condições
ambientais
Equipamentos
Figura 40 – Causas
as para a geração de borra no tanque de armazenamento.
Legenda:
Aum. visc– Aumento na viscosidade; Ajte bmb inj. –Ajuste na bomba de injeção; Bxa turbBaixa turbulência; Bxa vel ench. tq-Baixa velocidade de enchimento do tanque; Conc. adtConcentração de aditivo; Cond. clim- Condição climática; Desc. proc- desconhecimento do
processo; Ef. Sep. tl- Eficiência de separação no tanque de lavagem; Flh. ajte tmpt- Falha no
ajuste de temperatura; Flh. contr. proc. trans. - Falha no controle do processo de
transferência; Flt isol. term- Falta de isolamento térmico; Intp trans.-Interrupção no
processo de transferência; Per.cal- Perda de calor; Teor paraf. alto PM- Teor de parafinas
de alto Peso Molecular; Qualid. Óleo-Qualidade do óleo; Red. Tmpt- Redução de
temperatura; Sol. form- Sólidos da formação produtora; Tmp arm- Tempo de
armazenamento; Tmpt arm- Temperatura de armazenamento; Var. tmpt- variação de
temperatura; Vol. mor. fun. tq- Volume morto no fundo do tanque
O tanque de armazenamento não tem isolamento térmico. Assim o mesmo fica
submetido às condições ambientais: perdendo para o ambiente o calor adquirido e reduzindo a
temperatura do óleo no fundo do tanque para 45°C. Como visto anteriormente as parafinas
são sensíveis a variação de temperatura e a condição ambiental. No fundo do tanque, com
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
156
pouca ou nenhuma turbulência, existem condições adequadas para a deposição das parafinas.
O óleo recebido para armazenamento está a temperatura média de 75 °C. Devido ao
ciclo de enchimento e esvaziamento, cada tanque fica parado sem movimentação por 24 h.
Neste período ocorre a perda de calor do óleo remanescente no fundo do tanque, o que
favorece a redução de temperatura para 45°C. Quando o tanque volta a receber a produção a
75°C, a temperatura final de equilíbrio é reduzida com diferencial de 8ºC a 10°C.
representando uma perda de calor equivalente a até US$ 5.234,84.
As causas da geração de borra no tanque lavador, ver na Figura 41, a seguir, estão
associadas a um menor número de fatores, quando comparadas com a geração de borras no
fundo de tanques de armazenamento. Merecem destaque as condições ambientais, as medidas
do processo e ainda a qualidade da matéria-prima.
A condição ambiental necessária ao processo de separação óleo-água: um ambiente
tranqüilo e de baixa viscosidade propicia a decantação de partículas vindas com o fluido
produzido e, por conseguinte a geração de borras. Como o tanque lavador apresenta essas
condições é sempre um local adequado à precipitação de partículas sólidas, especialmente
aquelas vindas no meio aquoso. Tais partículas encontram uma baixa viscosidade nesse fluido
e sedimentam, mesmo as de menores diâmetros.
Insumos
Métodos ou
procedimentos
Informações do processo
ou medidas
Tempo de residência
Sólidos
Concentração
de aditivos
Desconhecimento
do processo
Geração de
borra no tanque
lavador
Necessidade
operacional
Turbulência
Pessoas
Condições
ambientais
Equipamentos
Figura 41 – Causas para a geração de borra de fundo de tanque lavador.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
157
5.7.2 Causas da perda de vapor.
O descarte de vapor no tanque lavador ocorre devido à inexistência de um sistema de
recuperação de condensado. Isso está associado principalmente à dificuldade em garantir a
ausência de óleo no condensado, tanto do ponto de vista de projeto quanto operacional
(manutenção da confiabilidade dos equipamentos de medição de óleo), vez que existe a
possibilidade de furo no trocador de calor, o que provocaria o arraste do óleo pelo vapor,
conseqüentemente danificando a caldeira. As causas que provocariam a não recuperação do
condensado do vapor estão no diagrama de causa e efeito na Figura 42, abaixo.
Métodos ou
procedimentos
Informações do processo
Ou medidas
Falta de medição de
temperatura do condensado.
Falta de sistema
de recuperação
Desconhecimento
processo de recuperação
Descarte de
vapor tanque
lavador
Desconhecimento
da perda
Desconhecimento do
beneficio da recuperação
Pessoas
Equipamentos
Figura 42– Causas para a perda de vapor no tanque lavador
A instalação do sistema de recuperação de condensado somente se viabiliza, estabelecendo mecanismos de garantia da qualidade do vapor, o que pode ser feito eliminando as
causas identificadas no diagrama de causa-efeito constante da Figura 42.
A implantação de algumas ações preventivas, como: estabelecimento de uma rotina de
medição de teor de óleos e graxas no condensado de vapor; testes de estanqueidade das linhas
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
158
e trocadores de calor, irão garantir a qualidade do vapor e, portanto, a manutenção de sua
recuperação.
5.7.3 Causas da perda de calor.
As principais perdas de calor ocorrem nos tanques de emulsão e armazenamento. A
perda de calor no descarregamento de óleo ocorre devido tanto a falta de isolamento do
tanque de armazenamento de emulsão, como a inexistência de um sistema de controle de
temperatura nesse tanque; o que propicia se ter um aquecimento excessivo do óleo. As causas
para a perda de calor constam da Figura 43, a seguir.
Métodos ou
procedimentos
Insumos
Temperatura do óleo
Desconhecimento
do processo
Variação climática
Informações do processo
ou medidas
Falta medição de
temperatura do óleo.
Trocador de
calor furado
Perda de vapor
descarregamento
de óleo
Falta de equipamento
Pessoas
Condições
ambientais
Equipamentos
Figura 43– Causas para a perda de calor no descarregamento de carretas
Além da perda do calor no tanque de emulsão, ocorrem perdas menores nos
descarregamento de carretas devido à falta de conhecimento da temperatura da matéria-prima,
e da quantidade de vapor necessário à fluidificação do óleo as condições climáticas que
favorecem essa perda de calor.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
159
Outra importante perda de energia ocorre no armazenamento do óleo. Isso se deve
principalmente a falta de isolamento do tanque, bem como a prática de se manter um volume
residual no tanque de armazenamento, após a transferência. Esta massa de óleo no fundo do
tanque resfria e promove a perda de calor da fração com maior temperatura. Influenciam
também, outros fatores como desconhecimento dos operadores sobre a importância de reduzir
o consumo de gás natural. Este último fator está relacionado a pouca importância que se
atribui a esse recurso natural, já que ele é produzido no próprio sistema. Na Figura 44 estão
apresentadas as causas de perda de energia pelo tanque de armazenamento.
Insumos
Métodos ou
procedimentos
Informações do processo
Ou medidas
Programação
de transferência
Desconhecimento
do processo
Perda de energia
no tanque
armazenamento
óleo
Variação
climática
Falta isolamento térmico
Pessoas
Condições
ambientais
Equipamentos
Figura 44– Causas para a perda de energia no armazenamento de óleo.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
160
5.8 GERANDO AS PROPOSTAS DE PmaisL
A elaboração de propostas de PmaisL requer: o conhecimento detalhado: do processo
produtivo e das opções tecnológicas disponíveis. A aplicação sistematizada das ferramentas
de minimização sobre o sistema de produção em estudo, conforme previsto no subitem 2.4.8.,
ocorre após o desenvolvimento de todo um processo analítico da instalação. A seguir está
apresentada a discussão das propostas identificadas sob o foco da avaliação técnica,
econômica e ambiental.
O produto não pode sofrer alteração de composição, dado que implicaria em perdas
econômicas. A qualidade do petróleo, para o mercado, é determinada por sua composição
química, já que ela define os produtos que serão produzidos por ocasião do processo de refino
e, ainda, determina o grau de dificuldade para processamento deste petróleo. O petróleo
baiano está classificado entre os melhores do mundo pelo seu alto teor de parafinas.
A redução na fonte pela eliminação ou decréscimo do volume ou da toxicidade relativa
da matéria-prima não se viabiliza, atualmente, em face da inexistência de uma opção
adequada. Assim a melhoria da matéria-prima antes de sua incorporação no processo
implicaria também em processamento, conseqüentemente, produzindo os mesmos efeitos
indesejados quando processada na Estação.
A utilização de aditivos menos tóxicos no tratamento do petróleo não traz efeito
considerável, vez que a concentração utilizada é muito baixa (15 ppm). Adicionalmente o
efluente produzido possui elevada toxicidade intrínseca, devido a grande concentração de sais
na água do reservatório. Desta forma nenhum efeito perceptível seria obtido com a troca do
aditivo. A toxicidade do efluente, portanto não seria modificada..
As embalagens utilizadas para os aditivos poderiam ser recicladas com o fornecedor
do produto, o que minimizaria o impacto pelo uso do produto. O estoque de produto na
instalação é bastante reduzido, e se realiza em área protegida, minimizando a geração de
resíduos por eventuais vazamentos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
161
A borra oleosa apresenta elevado teor de hidrocarbonetos; mas devido a simplicidade
do processo de produção de petróleo, não é viável recuperá-la na planta. A geração do resíduo
ocorre em batelada, tornando difícil a instalação de uma unidade para a recuperação de óleo,
já que a mesma teria uma baixa taxa de utilização, encarecendo assim os custos do processo.
Externamente à planta, a Unidade dispõe de Centrais de Armazenamento e Tratamento de
Resíduos. Nessas instalações é possível recuperar o óleo deixando o teor de hidrocarbonetos
abaixo de 8%. Essas plantas utilizam vapor para fluidificação do óleo.
A seguir estão listadas as opções identificadas e classificadas, de acordo com as
ferramentas da PmaisL a ela relacionadas.
5.8.1–Práticas operacionais.
5.8.1.1– Inserir melhorias no procedimento de geração e distribuição de vapor .
5.8.1.2– Alterar esquema de transferência de óleo.
5.8.1.3–Transferir continuamente a produção operando com apenas um tanque de
armazenamento.
5.8.1.4– Alterar esquema de transferência de óleo e revestir tanque de armazenamento.
5.8.2–Mudanças tecnológicas.
5.8.2.1– Redução da faixa de controle de temperatura do tanque lavador.
5.8.2.2– Controlar a pressão do vapor na caldeira estabelecendo menor faixa de variação.
5.8.2.3.– Isolar termicamente os três tanques de armazenamento.
5.8.2.4.– Instalar sistema de recuperação de condensado de vapor.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
5.8.2.5– Isolar termicamente o tanque de emulsão.
5.8.2.6– Instalar válvula moduladora no tanque lavador
5.8.2.7–Instalar válvula moduladora no tanque de emulsão
5.8.3–Regeneração/reuso dentro da indústria.
5.8.3.1–Recuperar óleo da borra de fundo de tanque.
5.8.3.2–Instalar recuperador de vapor de hidrocarbonetos no tanque lavador.
5.8.3.3–Instalar recuperador de vapor de hidrocarbonetos no tanque de armazenamento.
5.8.4–Recuperação de energia fora da indústria.
5.8.4.1–Utilização do resíduo oleoso na indústria cerâmica.
162
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
163
5.9 AVALIAÇÃO TÉCNICA AMBIENTAL E ECONÔMICA
Conforme o item 2.4.9, depois de identificadas as oportunidades de PmaisL, deve-se
realizar uma avaliação técnica, econômica e ambiental de cada opção encontrada. Essa análise
visa dar consistência às propostas elaboradas e assim facilitar a sua implantação.
A avaliação econômica foi realizada com o cálculo do tempo de retorno do
investimento – TRI dado pela equação 5. A taxa de conversão do Dólar considerado foi de
1US$= 2,75R$, conforme visto anteriormente no item5.4.
A seguir estão relacionadas às propostas de PmaisL identificadas para a Estação com
a respectiva avaliação técnica, econômica e ambiental.
™ Proposta 1– Inserir melhorias no procedimento de geração e distribuição de
vapor.
Avaliação técnica – A inserção de tarefas críticas nos procedimentos operacionais
permite a equipe o entendimento da importância dessa tarefa para a minimização de perdas
no processo, vez que, torna visível as etapas fundamentais, outrora relegadas a um plano
secundário. As melhorias identificadas no processo de geração e distribuição de vapor
subitem 5.2.1.2, devem ser incorporadas nos procedimentos operacionais da Estação, de modo
a permitir a sua realização dentro dos critérios da PmaisL. As atividades críticas são:
ƒ
inspecionar linhas e corrigir vazamentos;
ƒ
manutenção de purgadores;
ƒ
verificar funcionamento da purga de fundo;
ƒ
monitorar e controlar as variáveis do processo;
ƒ
manter o teor de oxigênio entre 2,0% e 2,4%.
Estas modificações são tecnicamente viáveis e trazem como beneficio a redução de
perdas. Não existem impedimentos para a sua realização. Não será comprometida a segurança
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
164
dos operadores, desde que sejam treinados para a realização das novas tarefas. Como as
mudanças são de procedimento, não serão necessários novos equipamentos e nem espaço
adicional na instalação.
A inspeção de linhas e correção imediata de vazamentos torna possível reduzir perdas
de vapor. Vazamento de uma válvulas de bloqueio podem produzir consideráveis perdas
anuais de vapor. A manutenção das boas condições de higiene da instalação facilita a
identificação das perdas e a sua rápida eliminação, além de ser mais seguro para os
trabalhadores, pois reduz risco de contato com fontes aquecidas.
Estabelecer rotina de troca de equipamentos, logo que detectado o vazamento, implica
algumas vezes em paralisar operações, no entanto não compromete a produtividade da
instalação, por que a carga térmica acumulada no processo é muito grande, assim a sua
operacionalidade não é comprometida.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental do estabelecimento de procedimentos
críticos no processo sob o critério da PmaisL é evitar o consumo desnecessário de aditivos,
gás natural e água. Apenas com a geração de vapor seriam economizados anualmente 942,9t
de vapor equivalente 76.068 m3 de gás natural.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de custo:
pela economia de gás utilizado para produzir o vapor e pelo menor consumo de água. Importa
salientar que este último, ainda não exerce influência significativa, pois o seu custo é muito
baixo.
Apenas considerando a correção de vazamentos de vapor identificado na visita a
instalação, o beneficio econômico calculado é previsto em R$ 4.588,00/ano. O custo de
substituição da válvula não foi considerado para a avaliação de investimento, pois teria que
ser feito de qualquer maneira. O beneficio está na abreviação do tempo para realizar a troca.
Investimento:
Sem investimento
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
165
Retorno financeiro:
Recuperação da perda de vapor
R$ 4.588,00/ano
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
166
™ Proposta 2– Alterar o esquema de transferência de óleo.
Avaliação técnica – O óleo recebido para armazenamento está a temperatura média de
75 °C, mas devido ao processo cíclico de operação (enchimento, espera, esvaziamento,
espera,enchimento) cada tanque fica parado sem movimentação por até 16 horas. Neste
intervalo de tempo ocorre a perda de calor do óleo reduzindo a temperatura da porção
remanescente no fundo tanque para 45°C. Quando o tanque com óleo frio, volta a receber a
produção a 75°C, a temperatura final da mistura é reduzida em 8ºC, representando uma perda
de calor equivalente a 34.896 m3/ano. A alteração do esquema de transferência, para reduzir
perdas, requer a redução do numero de tanques da Estação. A operação com apenas um
tanque evita os problemas advindos do processo cíclico de operação. Porém, para manter a
sistemática de medição fiscal da produção é necessário fazer a transferência em bateladas,
dividindo-a em duas etapas.
A transferência do óleo em duas etapas reduz as perdas de calor, pois a exposição do
óleo ao ambiente acontece por um intervalo de tempo menor e reduz emissões pela menor
área exposta. O tempo de decantação das partículas pesadas de óleo também será reduzido, o
que contribui para minimizar a geração de borra oleosa. Porém será necessário atentar para o
aumento do controle da qualidade do óleo no tanque lavador, de modo a garantir a
especificação do produto e evitar o seu retratamento. Caso seja necessária a realização dessa
operação o óleo deverá ser transferido para o tanque de armazenamento que estará vazio.
A modificação é segura para os trabalhadores e evita variações de temperatura no
tanque, portanto melhora a qualidade do produto e não compromete o espaço disponível na
instalação.
Os procedimentos operacionais e o fluxo de trabalho serão alterados, por isso será
necessário treinar o pessoal para operar a nova sistemática de transferência, no entanto não
será necessária a parada da produção para a sua implantação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
167
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da alteração do esquema de
transferência de óleo está associado à minimização de consumo de gás natural em 34.896
m3/ano e a redução de emissão de compostos orgânicos voláteis para a atmosfera em 49.140
m3/ano. Adicionalmente é esperada a redução de borra oleosa no fundo do tanque. A redução
na perda de calor para o ambiente implica em outras 76 t/ano de vapor correspondendo a
6.131m3/ano.
Avaliação econômica – A componente ambiental é muito importante devido ao efeito
estufa provocado pelo metano presente nos compostos voláteis emitidos pelo petróleo. A
redução no consumo de vapor para aquecimento do óleo em R$ 14.395,72 também deve ser
considerada. Apesar do pequeno retorno financeiro é recomendável a realização desse projeto
pela possibilidade de venda dos créditos de carbono.
Investimento:
Treinamento dos operadores
R$ 6.000,00
Retorno financeiro:
Redução da perda de gás natural geração de vapor
R$ 14.395,72
Redução da perda de calor para o meio ambiente
R$ 2.528,90
Redução da emissão de voláteis para o meio ambiente
R$ 15.724,80
TR I=6.000,00/32.649,42=0,18anos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
168
™ Proposta 3 – Transferência continua da produção operando com apenas um
tanque de armazenamento.
Avaliação técnica – A rotina operacional com mais de um tanque de armazenamento
aumenta as emissões atmosféricas de COV, pois esta perda depende, entre outros fatores, da
área de exposição do produto; maior número de tanques maior a área exposta. Neste cenário a
simulação de emissão de hidrocarbonetos, utilizando o módulo de cálculo do SIGEA mostrou
aumento da perda em 24,60 t/ano. (PETROBRAS 2005b).
O óleo recebido para armazenamento está a temperatura média de 75 °C, mas devido
ao processo cíclico de transferência, cada tanque fica parado sem movimentação por até 16
horas. Neste intervalo de tempo ocorre a perda de calor do óleo reduzindo a temperatura da
porção remanescente no fundo tanque para 45°C. Quando o tanque com óleo frio, volta a
receber a produção a 75°C, a temperatura final da mistura é reduzida em 8ºC, representando
uma perda de calor total equivalente a até US$ 5,234.84/ano por tanque. Esta perda não será
eliminada por conta desta proposta, uma vez que não se prevê o isolamento térmico do
tanque. A operação continua de transferência com apenas um tanque de armazenamento, sem
revestimento isolante provoca o aumento da perda de calor em aproximadamente 1% ou o
equivalente a 76 t/ano de vapor, devido a este tanque ficar todo tempo com o óleo em seu
nível médio exposto ao ambiente, portanto perdendo calor.
Apesar da redução de perda de voláteis, operar a Estação com apenas um tanque e
transferência contínua traz os seguintes inconvenientes:
a)necessidade de troca da metodologia de medição fiscal da produção na Estação,
passando a ser em linha e não por diferença de nível. Esta mudança requer a instalação de
equipamentos de medição de volume e BS&W, que são sofisticados e demandam custos
adicionais de instalação e operação, além de uma sistemática de aferição e calibração.
b)mudança no processo de transferência da produção da Estação, tornando o
escoamento de óleo constante e não mais intermitente. Isso demanda alterações da sistemática
de transferência das estações de produção vizinhas. Com essa nova sistemática de
transferência é adicionado o risco de congelamento do óleo na linha em caso de paralisação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
169
Tal evento tornará a estação inoperante por pelo menos 10 dias, já que será necessária a
desobstrução de toda tubulação numa extensão aproximada de 50 km.
A instalação dos equipamentos de medição, não compromete o espaço disponível, haja
vista as suas pequenas dimensões. Esse novo equipamento utiliza apenas energia elétrica e,
portanto, não compromete as facilidades disponíveis na Estação, mas necessitará de
manutenção adequada, pois apresenta elevado nível de precisão.
A instalação do medidor em linha não compromete o fluxo de trabalho ou a
produtividade. Mas será necessário treinar o pessoal da instalação para operar o novo sistema
de medição além de negociar com outros gestores o uso do duto de modo continuo e não mais
intermitente. Não haverá comprometimento da segurança dos trabalhadores, porque não serão
adicionados novos riscos ao processo.
Para a instalação do novo sistema de medição não será necessária parada da produção,
pois atualmente a transferência de óleo opera em regime de batelada, assim a instalação do
novo sistema deverá ser programada no intervalo entre duas transferências.
Avaliação ambiental – O beneficio da transferência contínua está associado a
redução de emissão de compostos orgânicos voláteis para a atmosfera em 24,6t/ano.
Adicionalmente é esperada a redução de borra oleosa no fundo do tanque.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a recuperação dos
compostos orgânicos voláteis que seriam perdidos para a atmosfera caso fossem utilizados 3
tanques, mas ocorreria aumento na perda de calor para o ambiente. Adicionalmente os custos
de instalação e manutenção dos equipamentos de medição fiscal são elevados.
Investimento:
Instalação de uma estação de medição
R$ 209.000,00
Retorno financeiro:
Redução da perda de COV’s nos tanques
R$ 9.918,72
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Aumento da perda de calor
TR I=209.000,00/7.398,20=28,3anos.
R$ 2.520,50
170
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
171
™ Proposta 4 – Alterar o esquema de transferência de óleo e revestir um tanque de
armazenamento.
Avaliação técnica – Conforme visto no item anterior a operação com apenas um
tanque traz inconvenientes técnico-operacionais, econômicos e também ambientais. Esses
problemas podem ser evitados mantendo a transferência em batelada, mas dividindo-a em
duas etapas. Este modo de operação requer negociação com as demais estações que
compartilham o uso do duto para escoamento da produção.
A transferência em duas etapas reduz as perdas de calor por um menor intervalo de
exposição do óleo ao ambiente. O tempo disponível para decantação das partículas pesadas de
óleo também será reduzido, o que contribui para minimizar a geração de borra oleosa. Porém
será necessário atentar para o aumento do controle da qualidade do óleo no tanque lavador de
modo a garantir a sua especificação e evitar o seu retratamento.
A modificação é segura para os trabalhadores e evita variações de temperatura no
tanque, portanto melhora a qualidade do produto. O isolamento térmico, por razões óbvias,
não compromete o espaço disponível na instalação.
Os procedimentos operacionais e o fluxo de trabalho serão alterados, por isso será
necessário treinar o pessoal para operar com o novo sistema de transferência.
A instalação do revestimento implica em custo adicional, mas não será necessária a
parada da produção para a implantação do novo sistema de operação. O revestimento pode ser
instalado com o tanque em operação, ou durante a parada para manutenção.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental do isolamento está associado à
minimização de consumo de gás natural em 69.797m3/ano, a redução de emissão de
compostos orgânicos voláteis para a atmosfera em 23.843,10 m3/ano. Adicionalmente é
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
172
esperada a redução de borra oleosa no fundo do tanque e ainda a redução em 865 m3/ano no
consumo de água.
Avaliação econômica – A perda de calor total pela sistemática de operação de
transferência, visto anteriormente, é equivalente a até US$ 5,234.84/ano por tanque. O
revestimento do tanque reduz o beneficio econômico desta medida, porém a componente
ambiental é muito importante, neste caso, devido ao efeito estufa provocado pelos compostos
voláteis emitidos pelo petróleo. A pequena diferença entre o investimento e o retorno
financeiro aconselha a sua realização pela possibilidade de venda dos créditos de carbono.
Atualmente com valor de US$ 5,00/t. em equivalente de dióxido de carbono. Deve-se também
considerar que o metano principal componente do gás natural tem potencial de efeito estufa
aproximadamente 23 vezes maior que o dióxido de carbono.
Investimento:
Isolamento de um tanque
R$ 42.000,00
Treinamento
R$ 6.000,00
Retorno financeiro:
Redução da perda de COV’s nos tanques contabilizado como gás natural R$ 9.918,72
Redução da perda de calor para o meio ambiente
TR I=48.000.00/38.710,40=1,23anos
R$ 28.791,52
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
173
™ Proposta 5 – Redução da faixa de controle de temperatura no tanque lavador.
Avaliação técnica – Operar o tanque lavador com faixa de variação de temperatura de
5°C e não 15°C, reduz o consumo de gás natural; pois evita o aquecimento desnecessário do
óleo e reduz a perda de calor para o ambiente por irradiação. A mudança no procedimento
operacional proposta traz melhorias para o processo aumentando a sua estabilidade e
reduzindo a perda de calor na ordem de 5,4 x 109 kJ/ano, o que representa 17,5% do calor útil
do equipamento. É necessário, porém, treinar operadores no sentido de aumentar a freqüência
de verificação do óleo e interromper a alimentação de vapor no limite superior de
temperatura. Esta mudança melhora a qualidade do produto, vez que, reduz as perdas de
voláteis e a deposição das frações mais pesadas.
A proposta reduz as perdas sem comprometer a segurança para os trabalhadores, por
que o novo procedimento não traz tarefas com risco adicional.
Não serão instalados novos equipamentos, por isso o espaço disponível não será
comprometido. Não será necessário contratar trabalho adicional para implementar a proposta,
porque o controle de temperatura requer apenas o fechamento de uma válvula.
Não será necessário paralisar a produção da instalação para adoção dos novos
procedimentos, vez que os operadores podem ser treinados com o sistema em operação. Os
novos procedimentos não irão afetar o fluxo de trabalho e nem a produtividade.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da redução da temperatura do óleo está
associado à minimização de consumo de vapor em 2.312t/ano, o que no modelo de operação
atual corresponde a idêntica perda de água doce. Como conseqüência da redução no consumo
de vapor haverá correspondência com o consumo de gás natural em 186.499,0 m3/ano.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de custo,
pela redução de perda de calor; menor temperatura do óleo e perda para o ambiente por
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
174
convecção e irradiação. A redução de custo pelo menor consumo de água, ainda não exerce
influência significativa, pois o custo desse recurso é muito baixo, por isso o custo desse
recurso não foi considerado na avaliação.
Investimento:
Curso de conscientização para empregados (16 horas/aula)
R$12.100,00
Retorno financeiro:
Redução de custo pela minoração da temperatura em 10 °C no Tanque
TRI= 12.100,00/76.931,80=0,16anos
R$76.931,80
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
175
™ Proposta 6 – Controlar a pressão do vapor de caldeira estabelecendo menor faixa
de variação.
Avaliação técnica – Pressões de vapor acima do necessário ao processo que o usa
causa danos a matéria-prima, o óleo, e ainda propicia maior consumo de gás. Ao contrário,
menores pressões de vapor reduzem os custos de manutenção devido a menores
probabilidades de vazamento. A caldeira opera a 14 psig acima da pressão necessária ao
processo em 12% do tempo. Para cada 70psig de redução na pressão do vapor ocorre uma
redução no consumo de 1%. Portanto, 14 psig trará uma redução em 0,2% no valor gasto
anual com vapor na estação (US$ 379,980.00.)
Haverá redução de resíduos sem alterar a qualidade do produto e nem aumentar os
riscos para os trabalhadores, pois a menor pressão reduz riscos operacionais. Não será
necessária a instalação de novos equipamentos e, portanto, o espaço disponível na instalação
não será comprometido.
A redução na pressão se realiza pelo controle de vazão do gás. Tal alteração no
procedimento não afeta o fluxo de trabalho e a produtividade na Estação, mas será
necessário treinar o pessoal para implementar a proposta.
Não haverá parada de produção para a instalação do novo sistema.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da redução da pressão do vapor implica
na redução de consumo deste insumo em 61,7 t/ano o que equivale a minimização de
consumo de gás natural em 4.980,3m3/ano.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de custo
pela economia de gás utilizado para produzir vapor. Não é necessário investimento para a
realização dessa melhoria, pois o treinamento será pelos próprios supervisores. A redução
anual de custo na produção de vapor de R$ 2.054,38.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
176
™ Proposta 7 – Isolar termicamente os três tanques de armazenamento
Avaliação técnica – O isolamento térmico dos tanques permite a redução de perda de
calor para o ambiente, portanto tornando o processo mais eficiente energeticamente. Neste
modo de operação o vapor de hidrocarboneto continuaria sendo perdido para a atmosfera, mas
com a menor temperatura nos tanques a emissão de vapor seria reduzida em 0,9t/ano.
A instalação do isolamento térmico não compromete a segurança dos trabalhadores,
porque não haverá adição novos riscos ao processo, por outro lado não afeta a qualidade do
produto.
O isolamento térmico ocupará pouco espaço na estação devido a sua simplicidade, por
isso não haverá comprometimento de espaço disponível. A produtividade ou fluxo de
trabalho, não serão afetados, mas será necessário contratar trabalho adicional para instalação
do revestimento.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental do isolamento térmico do tanque é a
minimização da perda de calor e assim redução no consumo de gás natural em 69.797m3/ano..
Adicionalmente é esperada a redução de borra oleosa no fundo do tanque devido a menor
variação de temperatura no tanque.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução do consumo
de gás natural para gerar o vapor perdido para o meio ambiente pela falta de isolamento
térmico. Mas é necessário investir no isolamento térmico do tanque.
Investimento:
Isolamento dos três tanques
R$ 126.000,00
Retorno financeiro:
Ganho com a redução da perda de calor para o meio ambiente
R$ 28.791,52
Ganho com a redução da perda de emissão de voláteis
R$
TRI=126.000,00/29.081,52=4,3anos
290,00
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
177
™ Proposta 8–Instalar sistema de recuperação de condensado de vapor.
Avaliação técnica – A recuperação de condensado é uma ação amplamente utilizada
na indústria para a redução no consumo de gás natural e água, porquanto o condensado agrega
considerável conteúdo energético, que de outra forma seria perdido para o meio ambiente. O
condensado recuperado traz como vantagem adicional a melhor qualidade da água, já que esta
foi utilizada para produzir vapor, possui um nível de sais mais baixo que a água “in natura”,
permitindo assim a redução de depósitos de cálcio nas partes quentes, o que reduz as perdas
de calor aumentando o intervalo de manutenção da caldeira.
A dificuldade para a implantação dessa melhoria é o risco de entrada de óleo nas
linhas de distribuição de vapor, já que elas ficam imersas em óleo e água salgada. Para a
instalação de um sistema de recuperação nessa condição é necessário o uso de mecanismos de
segurança que minimizem a possibilidade de óleo invadir as linhas de vapor, tais como:
–Testes semestrais de estanqueidade para as linhas de distribuição de vapor, internas ao
tanque lavador;
–Instalação de equipamentos de detecção de hidrocarbonetos na água (condensado);
–Instalação de filtros de carvão ativado para remoção de hidrocarbonetos na água
(condensado).
O equipamento de recuperação ocupará pouco espaço na estação devido a sua
simplicidade. Por isso não haverá comprometimento de espaço disponível. Também, não
haverá comprometimento da produtividade ou fluxo de trabalho, mas será necessário
contratar trabalho adicional para instalar o recuperador.
Como o sistema é um complemento do existente não será necessário longo período de
paralisação, mas se recomenda utilizar o período de parada para manutenção para a
implantação do sistema. Não serão necessárias utilidades para o funcionamento do sistema de
recuperação, visto na Figura 45, na forma de desenho esquemático.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
178
Figura 45–Sistema de recuperação de condensado para a estação B– Desenho esquemático.
Avaliação ambiental – O fechamento do circuito de distribuição de vapor propicia a
redução no consumo de gás natural em 197.813 m3/ano pelo uso da energia perdida para o
meio ambiente pela água quente, e ainda reduz o consumo de água industrial em 25704
m3/ano, considerando a perda pela purga de fundo em 3% e a perda evaporativa em 15%.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de custo
pela economia de gás utilizado para produzir vapor. Será necessário investir na construção de
uma unidade para receber o condensado do tanque lavador e tanque de emulsão, e bombeá-lo
de volta para a caldeira.
Investimento:
Linha de aço carbono 3”, 60m
R$ 3.000,00
Instalação isolamento térmico linha aérea de aço carbono
R$ 5.000,00
Válvulas Check 3”
R$ 600,00
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Válvulas esfera 3”
.
R$ 500,00
Nipples 3”
R$ 300,00
Curvas 90x 3”
R$ 400,00
Tanque de acumulação 5m3 isolado termicamente
R$ 8.000,00
Bomba de Condensado instalada
R$ 8.000,00
Compra e instalação de sensor de hidrocarbonetos
R$ 17.000,00
Custo de operação da Bomba de vapor
R$ 3.603,60
Investimento total = R$ 46.403,60
Retorno financeiro:
Recuperação do calor perdido para o ambiente
TR do Investimento = 46.403,60/85.562,13 =0,54anos
R$ 85.562,13
179
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
180
™ Proposta 9–Isolar termicamente o tanque de emulsão.
Avaliação técnica – O isolamento térmico do tanque é uma medida compatível com
as práticas atuais para manter calor no processo. Permite a redução de perda para o ambiente
sem comprometer a segurança dos trabalhadores, sem causar problemas ambientais e sem
influenciar a qualidade do produto.
Não haverá acréscimo de tarefas no processo durante a operação. Apenas durante a
montagem do revestimento haverá acréscimo de risco para os trabalhadores devido ao
trabalho em altura e a presença de andaimes na área.
O espaço disponível na instalação não será comprometido, pois o isolamento térmico
não ocupa espaço significativo na instalação.
Não haverá modificação nos procedimentos operacionais ou no fluxo de trabalho.
Também a produtividade não será afetada.
Será necessário contratar trabalho adicional para instalar o isolamento, pois esse é um
serviço especifico.
O revestimento térmico embora requeira custo de aquisição e mão de obra, não
demanda consumo de utilidade industrial adicional ou parada da produção para a sua
instalação.
Avaliação ambiental – O isolamento térmico do tanque traz como vantagem a
redução de consumo de gás natural para produzir vapor em 34.756 m3/ano e ainda uma menor
variação de temperatura no tanque contribuindo para a redução de geração de borra no fundo
do tanque.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
181
Avaliação econômica – O beneficio econômico da redução de custo pela economia de
gás utilizado para produzir vapor necessita de investimento em material de isolamento e
execução do serviço.
Investimento:
Isolamento térmico do Tanque de 2.000 bbl
R$ 25.000,00
Retorno financeiro:
Custo da perda do calor
TR do Investimento = 25.000,00/14.336,73 =1,74anos
R$ 14.336,73
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
182
™ Proposta 10 – Instalar válvula moduladora no tanque lavador.
Avaliação técnica – Existem no mercado válvulas moduladoras que permitem regular
o fluxo de vapor em função da temperatura desejada para o produto- objeto do aquecimento (o
óleo), automatizando o controle de produção de vapor e estabelecendo sincronismo com a
temperatura do óleo. Deste modo não será necessário constante atuação do operador para
controlar a abertura e fechamento da válvula de vapor, o que facilita a operacionalização do
sistema e ainda permite reduzir a faixa de temperatura. Isso minimiza o consumo de gás, sem
comprometer a segurança dos trabalhadores.
A qualidade do produto será melhorada porque com melhor controle da quantidade de
vapor injetado no processo haverá menor variação de temperatura, reduzindo a perda de
voláteis e o craqueamento do óleo.
A instalação da válvula moduladora não compromete o espaço disponível na
instalação e nem o fluxo de trabalho e a produtividade.
Não será necessário contratar trabalho adicional para a instalação do equipamento,
pois já existem contratos na Unidade relacionados a esta atividade.
O monitoramento dos parâmetros operacionais já é realizado por sistema supervisório
e assim o equipamento será incorporado a esse sistema, não necessitando de outros
equipamentos adicionais.
A instalação da válvula demandará acréscimo de custo, mas não será necessária a
paralisação da produção, haja vista o pulmão de calor do tanque lavador conseguir manter o
processo estável por algumas horas.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da redução da temperatura está
associado a minimização de consumo de gás natural em 173.381,1 m3/ano e redução na
geração de vapor em 2.149,4 t/ano..
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
183
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de custo
pela economia de gás utilizado para produzir vapor. O custo da perda anual de vapor pelo
excesso de calor dispendido para aquecimento do óleo processado no tanque lavador chega a
R$ 71.520,05 considerando o excedente de temperatura em 10ºC e as perdas de calor para o
meio ambiente correspondente ao esse aumento de temperatura.
Investimento:
Instalação de válvula moduladora
R$ 35.000,00
Retorno financeiro:
Custo do calor perdido para o aquecimento excedente (55ºC)
TR do Investimento = 35.000,00/71.520,05=0,49 anos
R$ 71.520.05
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
184
™ Proposta 11 – Instalar válvula moduladora no tanque de emulsão.
Avaliação técnica – Existe no mercado válvulas moduladoras que permitem regular o
fluxo de vapor em função da temperatura desejada para o produto objeto do aquecimento (o
óleo). Deste modo não será necessário constante atuação do operador para controlar a abertura
e fechamento da válvula de vapor, o que facilita a operacionalização do sistema e ainda
permite reduzir a faixa de temperatura. Isso minimiza o consumo de gás. Como este tanque
não dispõe de qualquer controle de fluxo de vapor, a instalação da válvula moduladora
proveria um mecanismo de controle de fornecimento desse insumo.O aquecimento do óleo no
tanque de emulsão além dos 55°C leva a desperdício de energia tanto pelo excesso no
aquecimento, quanto pelo aumento da perda para o ambiente.
A qualidade do produto será melhorada porque com melhor controle da quantidade de
vapor injetado no processo haverá menor variação de temperatura é, portanto menor perda de
voláteis e de calor para o ambiente, sem comprometer a segurança dos trabalhadores.
A instalação da válvula moduladora não compromete o espaço disponível na
instalação e nem o fluxo de trabalho e a produtividade.
Não será necessário contratar trabalho adicional para a instalação do equipamento,
pois já existem contratos na Unidade relacionados a esta atividade.
O monitoramento dos parâmetros operacionais já é realizado por um sistema
supervisório e assim o equipamento será incorporado a esse sistema, não necessitando de
outros equipamentos adicionais.
A instalação da válvula demandará acréscimo de custo, mas não será necessária a
paralisação da produção, haja vista que o pulmão de calor do tanque lavador consegue manter
o processo estável por algumas horas.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da instalação da válvula moduladora
esta na minimização de consumo de gás natural em 160.946,12 m3/ano pelo excesso de calor
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
185
provido a emulsão, considerando que a temperatura deste insumo não precisa ultrapassar os
55ºC.. A geração anual de vapor seria reduzida em 1.995,2t
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é a redução de consumo
de gás utilizado para produzir vapor, mas em compensação seria necessário a realização do
investimento na compra da válvula.
Investimento:
Custo de compra e instalação de válvula moduladora
R$ 35.000,00
Retorno financeiro:
Custo do calor perdido (55ºC)
TR do Investimento = 35.000,00/66.391,11=0,53anos
R$ 66.391,11
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
186
™ Proposta 12– Recuperar óleo da borra de fundo de tanque.
Avaliação técnica – A recuperação de óleo por processos de separação físicos e
químicos, conforme visto no subitem 3.2–Prevenção da poluição na industria do petróleo é
viável e promove à redução de volume de resíduo oleoso para apenas 7% do total. O sólido
gerado pelo tratamento apresenta baixo teor de hidrocarbonetos (< 1.000 ppm), mas este deve
ser adicionado à borra oleosa final, evitando assim uma potencial contaminação do solo.
Neste caso o resíduo total representaria aproximadamente (13%) da massa inicial e pode ser
tratada por coprocessamento na indústria cimenteira, recuperando a energia nela contida.
Existem empresas no mercado capacitadas para fazerem essa recuperação com eficácia
comprovada. Não haverá acréscimo de risco para os trabalhadores e a qualidade do produto
não será afetada pela recuperação do resíduo, já que este não receberá qualquer
processamento adicional.
O espaço na instalação será comprometido apenas durante a
remoção do resíduo do tanque.
Os equipamentos de remoção não afetam significativamente os procedimentos
operacionais o fluxo de trabalho ou a produtividade da instalação, porque serão realizados por
outra equipe. As utilidades necessárias ao funcionamento do sistema de recuperação e
tratamento de borra já existem na estação, portanto não será acrescido custo em função deles.
O novo modo de operação não criará outros problemas ambientais, pois o sólido ficará
incorporado à massa do cimento produzido e assim reduzindo o consumo de material virgem
para a sua fabricação. O mesmo acontecerá com o consumo de energia utilizada no processo.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da recuperação de óleo é o seu retorno
ao processo produtivo, quando seria tratado como resíduo e portanto necessitaria de cuidados
especiais no manuseio e no transporte. A recuperação do óleo no próprio tanque evita o
deslocamento do resíduo para tratamento fora da empresa, minimizando os riscos associados a
esse transporte.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
187
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é aumento da
recuperação de óleo, em face do seu retorno ao processo produtivo e a redução no custo de
tratamento. O custo da coleta no tanque e recuperação do óleo para cada tonelada de resíduo
tratado foi estimado em R$ 700,00, enquanto o coprocessamento para o resíduo final gerado
do tratamento (sólido + borra); custará R$ 54,6/t, considerando que 13% do resíduo (em
massa) serão enviados para a cimenteira. O custo de pessoal da instalação para gerenciar o
resíduo continua em R$ 50,00/t. Assim o custo de tratamento passará para R$ 804,60/t, porém
com a recuperação de 2,2 bbl de óleo que valem R$ 302,50, o custo total será reduzido para
R$ 502,10/t. Como o custo atual de gerenciamento do resíduo é R$ 1.336,00/t esse processo
de recuperação importa em redução de R$ 833,90/t. Não será necessário investir em
equipamentos, pois existem empresas que realizam esse tipo de tratamento.
Despesa anual:
Coleta e tratamento do resíduo (recuperação do óleo)
R$ 272.930,00
Tratamento da torta oleosa gerada na recuperação do óleo
R$ 21.288,54
Pessoal envolvido
R$ 19.495,00
Receita anual:
Óleo recuperado (2,2 bbl/t)
R$ 117.944,75
Retorno anual líquido = (R$ 833,40/t X 389,9 t )
R$ 322.137,60
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
188
™ Proposta 13 – Instalar recuperador de vapor de hidrocarbonetos no tanque
lavador.
Avaliação técnica – A recuperação de vapor é uma prática comum na indústria do
petróleo, pois as propriedades do produto inviabilizam a opção reduzir na fonte. Nesta
instalação ainda é necessário considerar que existe aquecimento do petróleo o que aumenta a
perda evaporativa nos tanque. A instalação de recuperadores de vapor de hidrocarbonetos,
utilizando a técnica do sistema “vapor-jet” descrita no item 3.2, e apresentada em desenho
esquemático na Figura 46 é, pois, uma medida que contribui para a redução da emissão de gás
para a atmosfera, minimizando riscos operacionais para a instalação e operadores. Esta
proposta é viável tecnicamente, não há impedimentos para a sua realização. Porém seria
necessário adicionar os equipamentos de coleta em regime de operação ininterrupta.
Separador
Válvula de
pressão e vácuo
Edutor
Figura 46 – Sistema de recuperação de COV no tanque lavador - Desenho esquemático
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
189
A qualidade do produto não será afetada pelo recuperador e o espaço disponível na
instalação é suficiente para receber a melhoria.
Os novos equipamentos, materiais e procedimentos são compatíveis com os
procedimentos operacionais, o fluxo de trabalho e a produtividade; mas será necessário
contratar trabalho adicional para implementar a proposta.
As utilidades necessárias ao funcionamento dos novos equipamentos estão disponíveis
na instalação. Assim, não haverá acréscimo de custo pela sua instalação.
Por conta da instalação dos equipamentos será necessária a paralisação apenas de um
separador gás-líquido, sem implicar na parada da instalação.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da recuperação do hidrocarboneto é a
minimização da emissão de metano: o principal componente do gás natural e contribuinte para
o efeito estufa. A instalação do recuperador de vapor evita a emissão de 193,8 t/ano de
compostos orgânicos voláteis para atmosfera.
Avaliação econômica – O beneficio econômico desta medida é o ganho proveniente
do gás natural recuperado.
Investimento:
Válvula de pressão e vácuo
R$ 25.000,00
Bomba Centrífuga
R$ 5.000,00
Tubulação de aço-carbono 3” com 260m de comprimento
R$ 12.000,00
Válvulas Check 1X3” e válvulas de controle 2X3”
R$ 2.000,00
Niple 6x3”, Curvas longa 90°X3”, Flange
R$ 1.580,00
Chapa aço-carbono
R$ 400,00
1/4”
Instalação dos equipamentos
R$ 4.500,00
Consumo de energia elétrica por ano
R$ 7.322,60
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Retorno financeiro:
Custo do COV’s recuperado contabilizado como gás natural
TR do investimento = 57.802,60/ 78.140,00=0,74anos
R$ 78.140,00
190
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
191
™ Proposta 14 – Instalar recuperador de hidrocarbonetos nos tanque de
armazenamento.
Avaliação técnica – Conforme visto anteriormente a recuperação de vapor é uma
prática comum na indústria do petróleo. A avaliação técnica permanecesse a mesma do caso
anterior. A Figura 47 apresenta um desenho esquemático do sistema de recuperação que deve
ser instalado na Estação.
Separador
Válvula de
pressão e vácuo
Edutor
Figura 47–Sistema de recuperação de COV no tanque de armazenamento – Desenho
esquemático.
Avaliação ambiental – O beneficio ambiental da recuperação do hidrocarboneto é a
minimização da emissão de metano o principal componente do gás natural e contribuinte para
o efeito estufa. A instalação do recuperador de vapor evita a emissão de 117 t/ano de
compostos orgânicos voláteis para atmosfera.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
192
Avaliação econômica - O beneficio econômico desta medida é o ganho proveniente
do gás natural recuperado. Em compensação seria necessário investimento em uma unidade
de recuperação de vapor.
Investimento:
Válvula de pressão e vácuo
R$ 25.000,00
Bomba Centrifuga
R$ 5.000,00
Tubulação de aço-carbono 3” com 260m de comprimento
R$ 12.000,00
Válvulas Check 1X3” e válvulas de controle 2X3”
R$ 2.000,00
Niple 6x3”, Curvas longa 90°X3”, Flange
R$ 1.580,00
Chapa aço-carbono
R$ 400,00
1/4”
Instalação dos equipamentos
R$ 4.500,00
Retorno financeiro:
Redução de consumo de energia elétrica ano
R$ 7.322,60
Recuperação do COV contabilizado como gás natural
R$ 48.672,00
TR do Investimento = 57.880,00/ 48.672,00=1,19anos
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
193
™ Proposta 15 – Utilização do resíduo oleoso na fabricação de blocos cerâmicos.
Avaliação técnica – A utilização de resíduos oleosos de produção de petróleo como
insumo para fabricação de blocos na indústria cerâmica é uma opção testada, conforme visto
anteriormente e não traz problemas ambientais adicionais. Embora não reduza a geração do
resíduo no processo de produção de petróleo, a fabricação de blocos cerâmicos reduz o
consumo energia e de matéria-prima virgem e na manufatura do bloco cerâmico pela
incorporação da argila e queima do óleo.
A queima de hidrocarbonetos em presença de cloretos em indústria cerâmica apresenta
condição ambiental adequada a formação de dioxinas, no entanto limitando a concentração
desse halogênio, conforme visto no trabalho da Pontificia Universidade Católica do Rio de
Janeiro, espera-se não produz dioxinas, portanto não trazendo problemas ambientais
adicionais.
Existem empresas no mercado capacitadas para fazerem essa recuperação com eficácia
comprovada. Não haverá acréscimo de risco para os trabalhadores e a qualidade do produto
não será afetada pela recuperação do resíduo, já que este não receberá qualquer
processamento adicional. Por se tratar de um processo de recuperação fora da planta será
acrescido o custo de remoção, transporte e tratamento, porém este será menor que o
atualmente realizado. A remoção do resíduo do tanque continuará sendo feita, sem
modificação, portanto não haverá comprometimento do espaço na instalação.
Os equipamentos de remoção não afetam significativamente os procedimentos
operacionais, o fluxo de trabalho ou a produtividade da instalação, porque serão realizados
por outra equipe.
O novo modo de operação não criará outros problemas ambientais, pois o sólido ficará
incorporado a massa dos blocos cerâmicos e assim reduz o consumo de material virgem para
a sua fabricação. O consumo de energia utilizada no processo também será reduzido.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
194
Avaliação ambiental - O beneficio ambiental do uso de resíduo oleoso na indústria
cerâmica é a redução de consumo de matéria–prima virgem e de combustível, pelo elevado
poder calorífico do resíduo oleoso da limpeza de tanques. A avaliação ambiental sob um
contexto global mostra que a energia contida na borra teria um uso nobre; não estaria sendo
perdida.
Avaliação econômica - O beneficio econômico desta medida é a redução no custo de
gerenciamento da borra oleosa, pois o custo do tratamento da borra por incorporação a massa
de argila para fabricação de blocos é menor. O custo de incorporação do resíduo a massa
cerâmica é de aproximadamente R$ 80,00/t, adicionados ao custo de remoção, de transporte e
de gerenciamento do pessoal de apoio atinge aos R$ 550,00/t enquanto, atualmente o custo
unitário de gerenciamento total da borra oleosa é de R$ 1.336,00/t.
Despesa anual:
Remoção e transporte do resíduo (R$ 420,00/t x 389,90)
R$163.758,00
Incorporação do resíduo a massa cerâmica (R$ 80,00/t x 389,90)
R$ 31.192,00
Receita anual:
Ganho pelo menor custo de tratamento (R$ 786,50/t x 389,90 t )
R$ 306.461,40
5.9.1–Avaliação global das propostas de PmaisL.
As propostas de PmaisL identificadas anteriormente foram classificadas em ordem
decrescente considerando o beneficio financeiro de sua implantação, conforme está
apresentado na Tabela 30, a seguir.
As seis primeiras propostas de PmaisL propiciam um retorno monetário aproximado
de R$ 940.000,00/ano, equivalendo a 78% do beneficio financeiro potencial identificado,
considerando apenas as propostas com TRI menores que 1,5 anos.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
Tabela 31– Priorização das propostas de PmaisL em função do beneficio econômico.
Ordem
Descrição
1
Recuperar óleo da borra de fundo
de tanque
2
Utilização do resíduo oleoso na
fabricação de blocos cerâmicos
15
306.461,40
3
Instalar sistema de recuperação de 0,54
condensado de vapor.
08
85.562,13
4
Instalar recuperador de vapor de 0,74
hidrocarboneto no tanque lavador
13
78.140,00
5
Reduzir a faixa de controle de 0,16
temperatura no tanque lavador.
05
76.931,80
6
Instalar válvula moduladora no 0,49
tanque lavador
10
71.520,05
7
Instalar válvula moduladora no 0,53
tanque de emulsão
11
66.391,11
8
Instalar recuperador de vapor de 1,19
hidrocarboneto nos tanques de
armazenamento
14
57.880,00
9
Alterar o esquema de transferência 1,23
de óleo e revestir os tanques de
armazenamento.
Alterar o esquema de transferência 0,18
de óleo
Isolar termicamente os três tanques 4,38
de armazenamento
04
38.710,00
02
32.649,42
07
28.791,52
Isolar termicamente o tanque de 1,74
emulsão.
Transferência continua da produção 28,3
operando com apenas um tanque de
armazenamento.
Inserir melhorias no procedimento 0,48
operacional
de
geração
e
distribuição de vapor
09
14.336,73
03
7.398,20
01
4.588,00
06
1.617,43
10
11
12
13
14
15
Controlar a pressão do vapor de
caldeira estabelecendo menor faixa
de variação.
TRI (ano)
-
Proposta Beneficio
anual (R$)
12
322.137,60
195
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
196
As propostas 12 e 15 são as que envolvem maiores benefícios financeiros, embora não
requeiram a instalação de novos equipamentos, necessitam de mudanças na técnica utilizada
para tratamento do resíduo e, portanto, dependem de empresas externas ao processo.
Apenas a proposta 03 – Controlar a pressão do vapor de caldeira, não necessita de
qualquer investimento, no entanto o retorno financeiro é muito pequeno.
Considerando o tempo de retorno do investimento as melhores propostas seriam a 02 e
a 04 com 0,16 anos e 0,18 anos respectivamente.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
197
6. CONCLUSÕES E SUGESTÕES
A metodologia desenvolvida neste trabalho para a otimização ambiental do sistema de
produção, se mostra factível e trouxe como benefícios um menor número de etapas e ainda a
utilização de critérios mais técnicos para a aplicação dos conceitos da PmaisL. (um exemplo
dessa assertiva é o uso do diagrama da cebola como elemento de priorização de processo).
O detalhamento de algumas etapas trazido de outras referências bibliográficas, a
exemplo da USEPA, deram maior consistência a metodologia facilitando, portanto a sua
aplicação prática.
A avaliação do sistema de produção de petróleo, com os critérios da PmaisL, teve
como resultado o estabelecimento de várias oportunidades de melhoria, com redução de
consumo de energia e minimização de resíduos na instalação, sendo as mais relevantes,
considerando o beneficio econômico, as seguintes:
ƒ
Recuperar óleo da borra de fundo de tanque;
ƒ
Utilização do resíduo oleoso na fabricação de blocos cerâmicos;
ƒ
Instalação de sistema de recuperação de condensado de vapor;
ƒ
Instalação de recuperador de vapor de hidrocarboneto no tanque lavador;
ƒ
Redução da faixa de controle de temperatura no tanque lavador;
ƒ
Instalação de válvula moduladora no tanque lavador.
Vale destacar que a maioria das opções de PmaisL, está relacionada à recuperação da
perda e não a redução na fonte.
Embora oportunidades de redução na fonte– através de mudanças no processo, tais
como: instalação de válvula moduladora no tanque lavador e no tanque de emulsão; redução
da faixa de controle de temperatura no tanque lavador– tenham sido identificadas, essas
requerem o aporte de recursos financeiros consideráveis.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
198
A maturidade da tecnologia utilizada aliada a elevada capacitação técnica do pessoal
da Instalação, implicam em reduzida margem para identificação de novas oportunidades de
melhoria (redução de geração de resíduos ou de consumo de insumos) com ganhos relevantes
e com baixo ou nenhum investimento. .
A existência de poucas operações, no processamento primário de petróleo, traz como
vantagem a geração de poucos resíduos em termos quantitativos e qualitativos. Sabe-se porém
que os resíduos gerados são de difícil minimização na fonte. A exceção ocorre quando o
resíduo gerado está associado às falhas no processo.
A qualidade do petróleo (BS&W e parafinas) e as variações de temperatura são os
principais responsáveis pela geração de resíduos no processo de produção. Merecem destaque
os processos de separação óleo-água e o armazenamento do petróleo que produzem
significativa quantidade de resíduos oleosos por decantação de sedimentos, principalmente
sólidos da formação (areia e silte) e parafina pelas características físico-químicos do produto.
Além das propostas de melhorias do sistema de produção, foram identificadas áreas
potenciais de aproveitamento operacional, com vistas às práticas de minimização de emissões
na fonte e redução de consumo de matérias-primas e energia, para o que sugerem-se
realizações de estudos complementares, quais sejam:
ƒ
a instalação de tanque de água livre –TAL como etapa inicial do processo de
separação óleo-água, para reduzir de perda de calor para água de produção.
ƒ
a avaliação do impacto do retorno de fluidos dos testes de poços. A qualidade dos
fluidos produzidos afeta o tratamento do óleo aumentando a geração de resíduos e
o consumo de aditivos.
ƒ
Teste de redutores de viscosidade para transferência de óleo objetivando reduzir
consumo de calor.
Adicionalmente, existem modificações e inclusões nos procedimentos operacionais
utilizados na Estação que, se implementadas, podem trazer redução de perdas no processo,
pois são ações classificadas como de boas práticas, citam-se:
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
199
ƒ
Monitorar e controlar as variáveis do processo de geração e distribuição de vapor;
ƒ
Verificar o funcionamento da purga automática de fundo;
ƒ
Verificar o funcionamento dos purgadores;
ƒ
Inspecionar as linhas de distribuição;
ƒ
Corrigir vazamentos identificados de imediato;
ƒ
Drenar água livre no descarregamento de carretas;
ƒ
Acompanhar nível do petróleo no tanque da carreta;
ƒ
Retirar vapor quando a serpentina estiver visível.
ƒ
Injetar vapor na serpentina da carreta pela parte superior evitando acúmulo de liquido
na tubulação.
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
7.
200
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Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
APÊNDICE
A-1- Calor específico de soluções de Cloreto de Sódio
Calor especifico de solução aquosa de NaCl –Retirado de Perry (1999, pg 2-185)
Calor especifico de solução aquosa de NaCl (cal/g°C)
% Molar de NaCl
6ºC
0,249
0,99
2,44
9,09
0,960
0,910
0,805
20ºC
0,990
0,970
0,915
0,810
33ºC
57°C
0,970
0,915
0,810
0,923
0,820
Calor especifico de solução aquosa de NaCl –Adaptado de Perry (1999)
Calor especifico de solução aquosa de NaCl (Cal/g°C)
% Massa de NaCl
6ºC
0,80
3,15
7,52
8,0
24,53
0,960
0,910
20ºC
0,990
0,970
0,915
33ºC
0,970
0,915
0,805
0,810
0,810
35ºC
57°C
0,9157
0,974
0,8108
0,923
0,820
216
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
A-2-Temperatura dos tanques da Estação medida em dias variados ao longo do ano 2004
T.LAV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
Media
Desvio padrão
68
71
72
74
77
77
78
66
78
76
55
79
79
80
78
74
70
70
72
79
78
70
64
64
68
67
77
72
64
78
76
TANQUES ARMAZENAMENTO
TQ 03
TQ 06
TQ 08
59
66
66
59
66
67
59
62
63
59
62
61
59
63
66
59
66
65
59
70
66
59
66
65
59
68
66
59
66
65
59
63
64
59
72
70
59
66
67
59
67
72
59
70
70
59
68
70
59
60
62
59
61
59
59
61
60
59
60
68
59
66
68
59
58
68
59
64
68
59
61
62
59
58
63
59
67
66
59
65
66
59
62
66
59
62
64
55
59
60
55
64
66
T Q 12
68
63
66
62
62
62
66
67
66
66
66
66
68
65
65
64
62
58
56
66
66
68
68
55
56
61
69
66
62
68
64
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
T.LAV
77
76
79
76
78
74
70
72
73
78
78
79
79
79
76
78
79
78
79
79
72
76
70
73
74
74
68
68
76
74
76
74,0
5,0
TANQUES ARMAZENAMENTO
TQ 03
TQ 06
TQ 08
TQ 12
55
62
66
63
55
63
63
65
55
65
65
65
55
64
67
65
55
67
62
56
55
64
64
65
55
63
62
62
55
62
66
55
55
63
60
64
55
64
66
63
55
65
68
63
55
66
72
70
55
68
65
66
55
60
62
64
55
63
67
63
55
60
64
68
55
64
64
60
55
67
70
60
55
69
68
65
55
69
68
75
55
67
62
64
55
62
63
64
55
62
63
62
55
64
61
60
55
60
67
63
55
65
64
60
55
58
57
60
55
62
68
58
55
63
67
64
55
66
65
63
55
65
64
66
56,9
64,0
65,1
63,7
2,0
3,1
3,1
3,8
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ANEXOS
Anexo 1-Densidade de soluções de Cloreto de Sódio
Tabela Densidade de Soluções de Cloreto de Sódio - retirada de Perry 1999 2-105
%
0°C
10°C
25°C
40°C
60°C
80°C
100°C
0,99
0,9785
0,9651
1 1,00747 1,00707 1,00409 0,99905
0,9967
0,9852
0,9719
2 1,01509 1,01442 1,01112 1,00593
1,0292
1,0253 1,01977
1,0103
0,9988
0,9855
4 1,03038
8 1,06121 1,05907 1,05412 1,04798
1,0381
1,0264
1,0134
12 1,09244 1,08946 1,05365 1,07699
1,0667
1,0549
1,042
16 1,12419 1,12056 1,11401 1,10688
1,0962
1,0842
1,0713
1,1268
1,1146
1,1017
20 1,15663 1,15254 1,14533 1,13774
1,1584
1,1463
1,1331
24 1,18999 1,18557 1,17776 1,16971
1,1747
1,1626
1,1422
26 1,20709 1,20254 1,19443 1,18614
Anexo 2-Perda de vapor através de orifício.
Tabela de perda de vapor através de orifício (descarregando p/atmosf.))-Soares (1987, pg2)
Perda de vapor em lb/h
Pressão do vapor na linha ou equipamento em (psi)
ø Orificio
(pol)
2
5
10
15
25
100
125
150
200
250
300
1/32
1/16
3/32
1/8
5/32
3/16
7/32
1/4
9/32
5/16
11/32
3/8
13/32
7/16
15/32
1/2
0,31
1,25
2,81
4,5
7,8
11,2
15,3
20
25,2
31,2
37,7
44
52,7
61,1
70,2
79,8
0,49
1,97
44,4
7,9
12,3
17,7
24,2
31,6
39,9
49,3
59,6
71
83,3
96,6
111
126
0,7
2,8
6,3
11,2
17,4
25,1
34,2
44,6
56,5
69,7
84,4
100
118
137
157
179
0,85
3,4
7,7
13,7
21,3
30,7
41,9
54,7
69,2
85,4
103
123
144
167
192
219
1,14
4,6
10,3
18,3
28,5
41,1
55,9
73,1
92,5
114
138
164
193
224
257
292
3,3
13,2
29,7
52,8
82,5
119
162
211
267
330
399
475
557
647
742
844
4,02
16,1
36,2
84,3
100
145
197
257
325
402
486
578
679
787
904
1028
4,74
18,9
42,6
75,8
118
170
232
303
384
474
573
682
800
928
1065
1212
6,17
24,7
55,6
99
154
222
303
395
500
617
747
889
1043
1210
1389
1580
7,61
30,4
68,5
122
190
274
373
487
617
761
921
1096
1286
1492
1713
1949
4,05
36,2
81,5
145
226
326
443
579
733
905
1095
1303
1529
1774
2037
2317
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
219
Anexo-3-Avaliação de aspectos e impactos da Estação retirado de SMS-NET 2004
Tipo
MA
Processo
COLETA,
TRATAMEN
TO E
TRANSFER
ÊNCIA DE
PETRÓLEO
Tarefa
ARMAZENAR
PETRÓLEO/
ACOMPANHAR
RECEBIMENTO EM
ESTAÇÃO,
ETO/PARQUE
ARMAZENAR
PETRÓLEO/
ALINHAR TANQUE
EM ESTAÇÃO,
ETO/PARQUE
ARMAZENAR
PETRÓLEO/
PREPARAR O
TANQUE EM
ESTAÇÃO,
ETO/PARQUE
Aspecto/ Perigo
Situ
Temp.
Avaliação
Fre/Pro
Sever.
Imp/Ris
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Normal
Atual
Média
Alta
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DO
Normal
Atual
Média
Média
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Média
Média
4
DA
DO
Normal
Atual
Baixa
Média
3
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Média
Média
4
DA
DO
Normal
Atual
Média
Média
4
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
ARMAZENAR
PETRÓLEO/
SELECIONAR
TANQUE
(OPERACIONAL,
APROPRIAÇÃO,
FISCAL,
CUSTÓDIA) EM
PONTO DE
COLETA ( COM
DOIS TANQUES )
OPERAR
SEPARADOR GÁSLIQUIDO/
MONITORAR
VARIÁVEIS DE
PROCESSO
OPERAR
SEPARADOR GÁSLIQUIDO/
RETIRAR
SEPARADOR DE
OPERAÇÃO
OPERAR TANQUE
DE LAVAGEM/
COLETAR
AMOSTRA DE
ÓLEO
Impacto/ Dano
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
OPERAR TANQUE
DE LAVAGEM/
COLOCAR
TANQUES EM
OPERAÇÃO
OPERAR TANQUE
DE LAVAGEM/
CONTROLAR,
ACOMPANHAR E
MONITORAR
VARIÁVEIS DE
PROCESSO
CONSUMO DE
ÁGUA
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
OPERAR TANQUE
DE LAVAGEM/
INJETAR
PRODUTO
QUÍMICO
RECEBER
PETRÓLEO/
DESEMBARCAR
PETRÓLEO DE
CARRETA
CONSUMO DE
PRODUTO
QUÍMICO DE
TRATAMENTO DE
ÓLEO-ÁGUA
PERIGO DE
DERRAMAMENTO/
VAZAMENTO DE
PRODUTOS
QUÍMICOS
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
PERIGO DE
DERRAMAMENTO/
VAZAMENTO DE
EFLUENTES
RECEBER
PETRÓLEO/DESEM
BARCAR
PETRÓLEO DE
CARRO SUGADOR
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
PERIGO DE
DERRAMAMENTO/
VAZAMENTO DE
EFLUENTES
220
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
REDUÇÃO DA
DISPONIBILIDAD
E DE RECURSOS
HÍDRICOS
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
Normal
Atual
Alta
Média
5
Normal
Atual
Alta
Média
5
Normal
Atual
Baixa
Alta
4
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
REDUÇÃO DA
DISPONIBILIDADE DE RECURSOS
NATURAIS
Normal
Atual
Média
Média
4
Normal
Atual
Alta
Média
5
Normal
Atual
Alta
Média
5
Normal
Atual
Média
Média
4
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Emerg
ência
Atual
Média
Média
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Emerg
ência
Atual
Média
Média
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Emerg
ência
Atual
Média
Média
4
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DO
SOLO
Emerg
ência
Atual
Média
Média
4
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
RECEBER
PETRÓLEO/RECEB
ER PETRÓLEO DE
MANIFOLD
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
ACOMPANHAR
TESTE
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
ALINHAR POÇO
PARA TESTE
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
COLETAR
AMOSTRA(S)
PARA
DETERMINAÇÃO
DE BS&W
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
CONTABILIZAR
TESTE
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
SELECIONAR
POÇO
TESTAR POÇO DE
PETRÓLEO/
SELECIONAR
TANQUE PARA
TESTE
TRANSFERIR
PETRÓLEO/
ACOMPANHAR O
BOMBEIO APÓS O
ENCHIMENTO DO
DUTO A CADA
HORA CHEIA
(REGIME
PERMANENTE)
TRANSFERIR
PETRÓLEO/
ACOMPANHAR O
BOMBEIO APÓS O
ENCHIMENTO DO
DUTO A
QUALQUER
MOMENTO
(REGIME
PERMANENTE)
TRANSFERIR
PETRÓLEO/
221
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Normal
Atual
Média
Alta
5
DA
DO
Normal
Atual
Baixa
Baixa
2
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
DA
DO
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Baixa
4
DA
DA
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
PERIGO DE
ROMPIMENTO DE
EQUIPAMENTO
/LINHA
PRESSURIZADA
PERIGO DE
ROMPIMENTO DE
EQUIPAMENTO
/LINHA
PRESSURIZADA
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
PERIGO DE
ROMPIMENTO DE
EQUIPAMENTO/
LINHA
PRESSURIZADA
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
ÁGUA
ACOMPANHAR O
BOMBEIO ATÉ O
ENCHIMENTO DO
DUTO (REGIME
PERMANENTE)
TRANSFERIR
PETRÓLEO
/PARTIR O
SISTEMA
TRANSFERIR
PETRÓLEO
/PREPARAR O
SISTEMA PARA
INICIO DE
OPERAÇÃO
TRANSFERIR
PETRÓLEO
/REALIZAR
BALANÇO
VOLUMÉTRICO
222
PERIGO DE
ROMPIMENTO DE
EQUIPAMENTO
/LINHA
PRESSURIZADA
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
GERAÇÃO DE
EFLUENTE
LÍQUIDO
GERAÇÃO DE
RESÍDUO SÓLIDO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DA
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
DA
DO
Emerg
ência
Atual
Baixa
Alta
4
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
ALTERAÇÃO DA
QUALIDADE DA
ÁGUA
Normal
Atual
Média
Média
4
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
ÁGUA
ALTERAÇÃO
QUALIDADE
SOLO
DA
DO
Normal
Atual
Baixa
Média
3
DA
DA
Normal
Atual
Alta
Média
5
DA
DO
Normal
Atual
Alta
Média
5
Otimização Ambiental de um Sistema de Produção de Petróleo Baseada em Critérios de PmaisL
UFBA
UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA
MESTRADO PROFISSIONAL EM GERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS
AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO
Rua Aristides Novis, 02, 4º andar, Federação, Salvador BA
CEP: 40.210-630
Tels: (71) 3235-4436 / 3203-9798
Fax: (71) 3203-9892
E-mail: [email protected]
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