CENTRO UNIVERSITÁRIO PADRE ANCHIETA
FACULDADE DE ENGENHARIA QUÍMICA
Trabalho sobre a Produção de Petróleo e
Derivados para a disciplina de Química
Geral II.
Asafe Reis de Souza – RA 1104041
Rogério Silva de Oliveira – RA 1103139
Turma: 2º B
Jundiaí
2011
Sumario
Página
1. Introdução
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2. Características relevantes da indústria / Área em estudo
5
3. Descrição geral do processo de produção
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4. Detalhamento dos principais equipamentos no processo
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5. Análises químicas e/ou físicas para o controle de matérias primas
21
e produtos acabados
6. Fluxograma do processo
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7. Referências Bibliográficas
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1 - Introdução
O petróleo é um óleo inflamável, formado a partir da decomposição, durante milhões
de anos, de matéria orgânica como plantas, animais marinhos e vegetação típica
das regiões alagadiças e é encontrado apenas em terreno sedimentar. A base de
sua composição é o hidrocarboneto, substância composta por carbono e hidrogênio,
à qual podem se juntar átomos de oxigênio, nitrogênio e enxofre, além de íons
metálicos, principalmente de níquel e vanádio.
A busca econômica pelo petróleo teve início no começo do século XIX, ao ser
utilizado como fonte de energia, substituindo o gás proveniente da destilação do
carvão vegetal, para a iluminação pública, o chamado “petróleo iluminante”. Esta
função perdurou apenas até as décadas de 1870 e1880, quando Thomas Edison
conseguiu sistematizar e desenvolver o conhecimento em energia elétrica,
substituindo qualquer outra fonte de iluminação. Logo, o interesse comercial pelo
petróleo reduziu drasticamente, voltando apenas no final do século XIX,
principalmente no século XX, a partir da invenção dos motores a gasolina e a diesel.
Desde então, o insumo passou a ter justificativas comerciais para ser explorado
(Debeir, 1993).
Este novo emprego do petróleo fez surgir, além de uma das mais ricas indústrias do
planeta, uma nova e importante metodologia de crescimento, o uso da ciência nas
atividades fabris. A indústria do petróleo, conjuntamente com a indústria química,
serão as pioneiras a utilizar a ciência, através de programas de P&D, como
instrumento de crescimento econômico. A partir de então, o emprego de P&D nas
mais diversas indústrias, tem sido uma ocorrência bastante ostensiva, devido sua
essencialidade no desenvolvimento dos novos produtos e processos tecnológicos
das organizações. Muitos autores irão ressaltar a essencialidade desta temática
como fizeram Freeman e Soete (1997) ao conceber os programas de P&D
tecnológico, como o elemento central de uma estratégia, que permite e facilita o
avanço da instituição até uma posição de liderança do mercado.
O país que liderou o processo de aprendizagem científica na indústria do petróleo foi
os EUA (Freeman e Soete, 1997). Muitos dos fundamentos científicos globais
necessários para o uso e exploração do petróleo, decorreram dos esforços dos
cientistas atuantes neste país. Portanto, nem todo este avanço foi suficiente para
viabilizar a produção de petróleo no Brasil. Isto porque, o Brasil iria descobrir anos
2
mais tarde, no final da década de 1960, que a maior parte das reservas petrolíferas
estaria localizada no mar, e não em terra, como era comum nos demais países. Em
função desta realidade, os EUA desenvolveram um desempenho tecnológico, acerca
da extração do mineral, quase que totalmente para bacias territoriais, a chamada
tecnologia onshore ou in land. E o pouco do conhecimento tecnológico de
exploração de petróleo em alto mar da época, também não condizia com a realidade
brasileira, visto que a profundidade média dos poços brasileiros era muito superior à
dos norte-americanos. Diante de tal impasse tecnológico, as autoridades brasileiras
tiveram de decidir entre produzir uma tecnologia condizente com a realidade local;
adquirir tal tecnologia via contrato com instituições internacionais; ou então importar
o mineral. Talvez influenciados pela consciência nacionalista militar, frente a
importância estratégica dos recursos naturais do país, a decisão foi produzir
localmente um sistema de inovações que permitisse a exploração do petróleo em
alto mar, tecnologia conhecida como offshore. Seja qual foi a motivação desta
decisão, a Petrobras por intermédio de seu Programa de Capacitação Tecnológica
em Águas Profundas – PROCAP – criado em 1986, tem explorado um caminho de
inúmeras descobertas, a qual conquistou o título de líder internacional em tecnologia
de exploração de petróleo em águas profundas.
A indústria offshore mundial lançou suas raízes em meados dos anos 1930 e 1950
na Venezuela e Golfo do México, respectivamente. A partir de então, a exploração
começou a se expandir para o Mar do Norte e formou o primeiro pull de empresas
neste ramo, entre elas a Shell, Exxon, Texaco e AGIP (Furtado, 1996). No Brasil, já
no final de 1950, devido às análises geográficas, havia o conhecimento de que o
país possuía reservas de petróleo em profundidade marítima, ainda ser uma
definição precisa dos locais. A confirmação ocorreu pela descoberta do primeiro
poço offshore em 1968, no Campo de Guaricema (SE), e a primeira perfuração,
também em 1968, na Bacia de Campos, no campo de Garoupa (RJ). O ano
seguinte, também foi marcado por mais descobertas, com o Campo de São Mateus
(ES), e posteriormente no campo de Ubarana (ES), ambos na bacia de Potiguar. A
partir destas primeiras descobertas, a Petrobras deu início a uma série de outras.
Entretanto, tais descobrimentos não surtiram maior efeito, pelo fato das tecnologias
existentes não serem condizentes com a realidade brasileira (História, 2005).
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Para a exploração marinha, de maneira geral, pode-se sintetizar todo o processo em
três conjuntos tecnológicos distintos, que por sua vez, são os objetos de pesquisa
das companhias offshore: as plataformas, o sistema de perfuração e o mecanismo
de transmissão do petróleo da profundeza para a plataforma.
A tecnologia de construção de plataformas, desenvolveu um trajetória que
possibilitasse a sustentação fixa, a partir de estruturas que chegam até o subsolo
marinho. Talvez o tipo mais comum dentre as plataformas com sustentação fixa, seja
a Tension Leg Platform (TLP), pela ideia que uma perna possibilite um equilíbrio
seguro.
Para que o Brasil pudesse entrar nesta segmentação da indústria do petróleo, por
ter uma profundidade média de seus poços superior aos 1.000 metros, a
necessidade de desenvolver novas tecnologias era a única opção. Logo a Petrobras
iniciou uma trajetória tecnológica original, através da proposta do sistema de
produção flutuante. Diante da ausência do conhecimento científico necessário para
tal empreendimento, o país teve de suprir tal espaço na experiência internacional,
onde mesmo que de maneira ainda embrionária, já existia um conhecimento em
tecnologia offshore. Portanto, a companhia teve de utilizar tecnologia importada, que
era adaptada às condições locais de produção, através de um processo de
inovações incrementais. Deste esforço a empresa conseguiu obter seu primeiro
hardware, uma sonda submersível. Depois disto, a companhia estabeleceu uma
aliança com os estaleiros navais nacionais, para concretizar, já em meados dos
anos 1980, o primeiro hardware genuinamente brasileiro em tecnologia offshore ,que
foi a reconversão das sondas, para pequenas plataformas de produção.
Para melhor desenvolver as tecnologias de exploração de petróleo em grandes
profundidades, e poder livrar-se da “limitação” externa, a Petrobras criou um
programa de investimento em pesquisa e desenvolvimento, isolado das demais
atividades do grupo. Este programa ficou conhecido como PROCAP – Programa de
Capacitação Tecnológica em Águas Profundas – que devido à perspectiva da
empresa em relação aos prováveis resultados positivos derivados da exploração das
grandes jazidas de petróleo em profundidades marinhas, levou a companhia a
investir 1% do seu faturamento no PROCAP, tornando-se um dos maiores
programas tecnológicos da história do país (Bruni, 2002). Este dispêndio tem sido
compensador para a Petrobras, pois segundo Carlos Tadeu da Costa Fraga,
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gerente-executivo do Cenpes, o retorno do investimento foi de US$ 4,3 para cada
dólar gasto no início do PROCAP, e que em 2004, o retorno já havia aumentado
para US$ 8,2 (desafio, 2005).
2. Características relevantes da indústria / Área em estudo
No primeiro semestre de 2008, a Petróleo Brasileiro S/A , controlada pelo Governo
Federal, anunciou a descoberta de um campo de petróleo na camada pré-sal
(abaixo da camada de sal) na Bacia de Santos, litoral brasileiro. O campo de Júpiter
foi a segunda grande descoberta anunciada pela empresa e a estimativa de suas
reservas ainda está em fase de cálculo. A primeira foi o Poço de Tupi, também na
Bacia de Santos, com reservas estimadas entre 5 e 8 bilhões de barris. A
expectativa é de que todo o pré-sal tenha mais de 30 bilhões de barris. Logo, a
descoberta provocou forte impacto positivo na opinião pública, pois tem potencial
para fazer com que o país aumente significativamente o volume de suas reservas,
de 12,6 bilhões de barris. Além disso, as descobertas na camada pré-sal da Bacia
de Santos colocam o Brasil, que durante anos buscou a autossuficiência no recurso,
no mesmo nível dos grandes produtores mundiais. Tanto que o país foi convidado
pelo Irã para integrar a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).
Descobertas como estas têm importância estratégica para qualquer país no mercado
internacional. Isto porque o petróleo e seus derivados transformaram-se, ao longo do
século XX, não só na principal fonte primária da matriz energética mundial, como
mostra a figura 1 e 2 abaixo, mas também, em insumo para praticamente todos os
setores industriais.
Figura 1 – Participação do petróleo na matriz energética mundial em 2006
Fonte: IEA, 2008
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Figura 2 – Participação do petróleo na matriz energética brasileira em 2005
Em relatório publicado em 2000, a IEA estimou que as reservas conhecidas seriam
suficientes para o abastecimento mundial apenas por mais cerca de 40 anos, se
mantidos o ritmo de produção e consumo da época: 74,916 milhões de barris por dia
e 76,076 milhões de barris por dia, respectivamente. A alta e a volatilidade das
cotações do petróleo – que chegaram a superar US$ 124 por barril – provocaram o
arrefecimento na evolução do consumo a partir de 2006, como mostra a Tabela1
abaixo. Apesar de as cotações terem recuado bruscamente em 2008 – de mais de
US$ 140 para cerca US$ 70 por barril – é possível que a tendência de contenção
nos volumes absorvidos se acentue a partir de 2008, se a recessão mundial prevista
de fato se configurar. Mesmo assim, as indefinições quanto à disponibilidade futura
do petróleo continuam relevantes.
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Tabela 1 – Produção e consumo de petróleo de 1998 a 2007
Fonte: BP, 2008
O Brasil detinha o 15º lugar por produção, mas de acordo com as previsões com a
descoberta do pré-sal, as jazidas brasileiras poderão superar 200 bilhões de barris,
o que tornará o Brasil o dono da segunda maior reserva mundial, atrás somente da
Arábia Saudita. A Agência Internacional de Energia, em seu relatório de 2010, já
prevê que o Brasil se tornara o terceiro a crescer mais até 2035 e que neste ano
será o sétimo maior produtor mundial de petróleo.
Figura 3 - Dez maiores reservas de petróleo em 2007
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3. Descrição geral do processo de produção
A fase exploratória do campo petrolífero engloba as técnicas de desenvolvimento e
produção da reserva comprovada de hidrocarbonetos de um campo petrolífero. A
exploração corresponde a perfuração e posterior produção do reservatório a partir
do poço perfurado.
Figura 4 - Torre de Perfuração - responsável pela abertura do poço
A fase de produção em poços terrestres (on-shore) pode ocorrer de três formas:
a) Bombeamento Mecânico; (figura 5)
b) Injeção de Gás; ( figura 6)
c) Injeção de Água. ( figura 7)
Figura 5 - Bombeamento Mecânico
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Figura 6 - Injeção de Gás.
Figura 7 - Injeção de Água.
A seguir temos a produção em mar através de plataformas, denominada off-shore:
Figura 8 e 9 – Exploração off–Shore.
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Transporte
Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente,
próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é necessário o transporte da
produção através de embarcações, caminhões, vagões, ou tubulações (oleodutos e
gasodutos).
Refino
Consiste na etapa de processamento da mistura de hidrocarbonetos (óleo e gás),
água e contaminantes proveniente da rocha reservatório a partir da perfuração do
poço e sua posterior explotação. O processo de refino é importante porque é a partir
dele que ocorrerá a obtenção dos mais diversos produtos utilizados nas mais
variadas aplicações. São os chamados produtos derivados do petróleo (gasolina,
GLP, querosene, etc). O processo de refino poderá ocorrer de duas maneiras:
a) UPGN (Unidade de Processamento do Gás Natural): processo de refino cuja
matéria prima é o gás úmido ou gás não associado.
b) REFINARIA: as refinarias de petróleo constituem o mais importante exemplo de
plantas contínuas de multiprodutos. Uma refinaria, em geral, processa um ou mais
tipos de petróleo, produzindo uma série de produtos derivados, como o GLP (gás
liquefeito de petróleo), a nafta, o querosene e o óleo diesel.
Figura 10 – Produtos finais de uma refinaria.
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Distribuição
Comercialização dos produtos finais com as distribuidoras, as quais serão
responsáveis por oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor
final.
Figura 11 - Esquema da Indústria de Petróleo - do Poço ao Posto
Para encontrar e dimensionar o volume de reservas existentes (medidas em
quantidades de barris, que correspondem a 159 litros), são realizados estudos
exploratórios, que utilizam tanto a geologia quanto a geofísica. Depois disso, vem a
fase da perfuração, que tem início com a abertura de um poço mediante o uso de
uma sonda para comprovar a existência do petróleo. Em caso positivo, outros poços
são perfurados a fim de se avaliar a extensão da jazida. Esta última informação
técnica, confrontada com dados de mercado – tais como condições da oferta, do
consumo e cotações presentes e previstas para o petróleo no mercado internacional
– determina se é comercialmente viável produzir o petróleo descoberto. De uma
maneira muito simplificada, quanto maior a perspectiva de escassez, pressão do
consumo e aumento das cotações, maiores os investimentos que podem ser
aplicados na extração – a primeira fase da cadeia produtiva do petróleo. Esta
tecnologia sofisticada foi desenvolvida principalmente ao longo do século XX
quando, em função da exploração crescente, as jazidas mais próximas do solo se
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esgotaram. No final do século XIX, não era incomum o petróleo jorrar naturalmente,
como ocorreu em algumas regiões do Estados Unidos. Dessa época, há histórias de
fortunas feitas da noite para o dia por obra do acaso. É dessa época, também, que
data a constituição das maiores companhias petrolíferas multinacionais hoje em
operação. O petróleo cru não tem aplicação direta. A sua utilização exige o processo
de refino, do qual se obtém os derivados que são distribuídos a um mercado
consumidor pulverizado e diversificado. Assim, além da extração, a cadeia produtiva
compreende mais três etapas: transporte do óleo cru (geralmente por oleodutos ou
navios), refino e distribuição (entrega dos derivados ao consumidor final, geralmente
por caminhões-tanques).
Nas refinarias, o petróleo é colocado em ebulição para fracionamento de seus
componentes e consequente obtenção de derivados. Os derivados mais conhecidos
são: gás liquefeito (GLP, ou gás de cozinha), gasolina, nafta, óleo diesel, querosene
de aviação e de iluminação, óleo combustível, asfalto, lubrificante, combustível
marítimo, solventes, parafinas e coque de petróleo, como mostra a figura 12, abaixo.
Para produção de energia elétrica, utiliza-se o óleo diesel e o óleo combustível e, em
menor proporção, o óleo superviscoso.
Figura 12 – Derivados de petróleo após refino.
Fonte: ANP, 2008
O tipo de derivado obtido depende da qualidade do petróleo: leve, médio ou pesado,
de acordo com o tipo de solo do qual foi extraído e a composição química. O
petróleo leve, como aquele produzido no Oriente Médio, dá origem a maior volume
de gasolina, GLP e naftas. Por isso é, também, o mais valorizado no mercado. As
densidades médias produzem principalmente óleo diesel e querosene. As mais
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pesadas, características da Venezuela e Brasil, produzem mais óleos combustíveis
e asfaltos.
Em relação ao meio ambiente podemos ressaltar vários pontos negativos
decorrentes ao uso desta fonte de energia embora inúmeros projetos estão sendo
sintetizados em busca da maior preservação do ambiente, mas todos apresentam
um auto custo relativo para a implantação. Em terra, a exploração, prospecção e
produção podem provocar alterações e degradação do solo. No mar, além da
interferência no ambiente, há a possibilidade da ocorrência de vazamentos do óleo,
o que coloca em risco a fauna e a flora aquática. Por isso, a cadeia produtiva do
petróleo tende a ser submetida a uma forte legislação ambiental. Na etapa de
combustão dos derivados – seja para a geração de energia elétrica, seja para
utilização nos motores – o maior fator de agressão é a emissão de gases poluentes,
responsáveis pelo efeito estufa. Assim, desde a assinatura do Protocolo de Kyoto,
nos anos 90, os grandes consumidores vêm sendo pressionados a reduzir a
dependência do petróleo e, em consequência, o volume de emissões. No entanto,
países como Estados Unidos, que assinaram o protocolo, mas não ratificaram,
evitam se comprometer com metas mensuráveis. Atualmente, essas questões
ambientais estão entre os principais limitadores da expansão de usinas termelétricas
movidas a derivados de petróleo. De outro lado, se constituem no impulso para o
desenvolvimento de mecanismos e tecnologias que atenuem ou compensem o
volume de emissões.
Um dos mecanismos em fase de consolidação mundial é o mercado de crédito de
carbono (ou MDL, Mecanismo de Desenvolvimento Limpo) pelo qual o volume de
emissões é compensado pela aquisição de títulos de projetos ambientais realizados
por terceiros. Outro é o desenvolvimento de tecnologias específicas para redução
das emissões. Neste caso, um dos mais modernos e principais sistemas é o de
dessulfurização (eliminação do enxofre) de gases. No entanto, dado o elevado custo
de sua implantação, ainda não é utilizado nos países que concentram 90% da
capacidade mundial de produção de energia elétrica a partir de derivados, conforme
registra o Plano Nacional de Energia 2030. Esses países são Japão, Estados
Unidos, Itália, Reino Unido, França, Espanha, Canadá e Alemanha.
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4 – Detalhamento dos principais equipamentos no processo
A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. As rochas
são perfuradas pela ação rotativa de uma broca existente na extremidade de uma
coluna de perfuração. Os fragmentos de rocha são removidos pela ação de um
fluído de perfuração ou lama injetados por bombeamento na coluna de perfuração.
Ao atingir determinada profundidade a coluna de perfuração é retirada e é colocado
uma coluna de revestimento em aço de diâmetro inferior ao da broca e ainda é
executada a cimentação entre os anulares (uniões) dos tubos de revestimento
garantindo a segurança. Após a coluna de perfuração é novamente descida ao poço
com uma nova broca de menor diâmetro, assim sucessivamente até o final da
perfuração.
Equipamentos da Sonda de Perfuração
Todos os equipamentos de uma sonda são agrupados nos chamados “sistemas” de
uma sonda, descritos a seguir:
Sistema de sustentação de cargas: É constituído por um mastro ou torre, da
subestrutura e da base ou fundação. A carga corresponde ao peso da coluna de
perfuração ou revestimento que está no poço. Sua função é a de sustentar e
distribuir o peso igualmente até a fundação ou base da estrutura.
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Sistema de geração e transmissão de energia: A energia necessária para o
acionamento dos equipamentos de uma sonda é normalmente fornecido por motores
a diesel. Em sondas marítimas é comum a utilização de turbinas a gás para geração
de energia para toda a plataforma por ser mais econômico. Quando disponível a
rede pública de energia pode ser vantajosa em virtude de um tempo de permanência
da sonda elevado.
Sistema de movimentação de cargas: O sistema de movimentação de carga
permite movimentar as colunas de perfuração, de revestimento e outros
equipamentos. É constituído por um guincho, bloco de coroamento, catarina, cabo
de perfuração, gancho e elevador.
Sistema de rotação: O sistema de rotação convencional é constituído de
equipamentos que promovem ou permitem a livre rotação da coluna de perfuração.
São eles: mesa rotativa, o kelly, e cabeça de circulação ou swivel. Nas sondas
convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada na
plataforma da sonda. A rotação é transmitida a um tubo de parede externa poligonal,
o kelly, que fica enroscado no topo da coluna de perfuração. Nas sondas equipadas
com top drive a rotação é transmitida diretamente ao topo da coluna de perfuração
por um motor acoplado á catarina.
Sistema de circulação: São equipamentos que permitem a circulação e o
tratamento do fluído de perfuração. O fluído é bombeado através da coluna de
perfuração até a broca, ao retornar a superfície, traz consigo os cascalhos cortados
pela broca.
Sistema de segurança do poço: É constituído dos equipamentos de segurança de
cabeça de poço e equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e
controle do poço. O mais importante é o blowout preventer, que é o conjunto de
válvulas que permite fechar o poço.
Sistema de monitoração: São os equipamentos necessários ao controle da
perfuração como manômetros, células de carga e equipamentos de registro.
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COLUNAS DE PERFURAÇÃO
Durante a perfuração é necessária a concentração de grande quantidade de energia
na broca para cortar as diversas formações rochosas. Essa energia, em forma de
rotação e peso aplicados sobre a broca, é transferida às rochas para promover sua
ruptura e desagregação em pequenas lascas. Consta dos seguintes componentes:
tubos pesados, comandos e tubos de perfuração.
BROCAS
As brocas são equipamentos que tem a função de promover a ruptura e
desagregação das rochas ou formações. Podem ser: Sem partes móveis –
a inexistência de rolamentos diminui a possibilidade de falha dessas brocas.
Com partes móveis – podem ter de um a quatro cones, sendo as mais
utilizadas as brocas tri cônicas pela sua eficiência e menor custo inicial.
Possuem estrutura cortante e rolamentos. A maioria delas são revestidas de
diamante natural, mas atualmente em casos especiais estão utilizando brocas de
diamante sintético diminuído drasticamente o custo desta peça.
FLUÍDOS DE PERFURAÇÃO
São misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e por vezes até
gases. Podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão,
dependendo do estado físico dos componentes. Tem a função de limpar o fundo do
poço dos cascalhos gerados e transportá-los até a superfície, exercer pressão
hidrostática sobre as formações, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a
broca.
Devem apresentar as seguintes características:
- ser estável quimicamente;
- estabilizar as paredes do poço,mecânica e quimicamente;
- facilitar a separação dos cascalhos na superfície;
- manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;
- ser inerte a danos em relação as rochas produtoras;
- aceitar qualquer tratamento físico ou químico;
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Plataformas marítimas – Classificação
Para a exploração de petróleo no mar são utilizadas técnicas semelhantes s
utilizadas em terra. As primeiras sondas marítimas eram as mesmas sonda usada
em terra só que adaptadas a uma estrutura que permitisse perfurar em águas rasas.
No entanto diante da necessidade de perfurar cada vez mais em águas profundas,
novas técnicas foram surgindo orientado para sanar dessas necessidades. As
plataformas podem ser classificadas de varias formas, como, por exemplo, pela
finalidade (perfuração de poços, produção de poços, sinalização, armazenamento,
alojamento etc.), pela mobilidade (fixas ou moveis), pelo tipo de ancoragem.
Tipo de Plataformas
As plataformas tem seu uso relacionado a alguns aspectos relevantes como a
profundidade lamina d água, relevo do solo submarino, a finalidade do poço e a
melhor relação custo/beneficio, como mostra a figura 13.
Plataformas fixas
São estruturas apoiadas no fundo do mar por meio de estacas cravados no solo com
o objetivo de permanecerem no local de operação por longo período. Foram as
primeiras a serem utilizada, tem como limitante a utilização até laminas d água até
300 metros. Devido ao custo elevado em virtude do projeto, montagem e instalação,
sua utilização a restrita a campos onde a exploração comercial já foi comprovada.
Plataformas submersíveis
Neste tipo de plataforma a estrutura e todos os equipamentos estão sobre um
flutuador, que se desloca com o auxilio de rebocadores. Sua aplicação é restrita a
águas rasas e calmas, pois sua limitação é quanto a lamina d água, proporcional a
altura do casco inferior, que é lastreado até se apoiar ao fundo do mar.
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Plataformas auto-elevatórias
Constitui-se de uma estrutura apoiada em uma balsa
flutuadora com pernas
extensíveis. Essas pernas são adicionadas de modo mecânico ou hidráulico,
movimentando-se para baixo até atingir o fundo do mar, dando apoio a estrutura e
permitindo que a balsa se auto-eleve a uma altura segura para operação. Sua
aplicação é voltada para a perfuração de poços exploratórios, para onde se
deslocam com propulsão própria ou transportadas por rebocadores, limitando-se a
operações em lamina d água até 150 metros.
Plataformas flutuantes (FPSO semi submersíveis)
Esta classificação diz respeito aos navios sonda, e as plataformas semisubmersíveis. Os navios sonda (FPSO – Floating, Production, Storage and
Offloading) vêm apresentando vantagens logísticas nas operações e hoje, ao invés
de serem adaptadas , são especialmente projetados para operações de perfuração.
Possuem um sistema de ancoragem e um sistema de posicionamento dinâmico que
lhe permitem manter a posição e desde modo não danificar equipamentos e
prejudicar as operações, em função da ação de ventos, ondas e correntes marinhas.
As plataformas semi-submersíveis são estruturas apoiadas por colunas sustentadas
por flutuadores submersos, podendo ou não ter propulsão própria, sendo
comumente usada na exploração de novos reservatórios.
Plataformas Tension leg.
Apresentam estrutura semelhante as semi-submersíveis, como a diferença de; que
as colunas ficam ancoradas no fundo do mar. Empregadas no desenvolvimentos de
campos devido a boa estabilidade auferida, o que permite operações similares as
realizadas em plataformas fixas.
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Figura 13 – Principais tipos de plataformas.
Compressores
A indústria de petróleo gás confia nos nossos compressores para o manuseio de
gases de hidrocarbonetos. Eles são utilizados para elevar a pressão do gás natural
em plataformas offshore, ou em plantas de tratamento de gás, e para a recuperação
dos compostos orgânicos voláteis (VOC). Muitas indústrias combinaram plantas
térmicas e de geração de energia com base em turbinas a gás ou utilizam estas
turbinas para unicamente gerar energia elétrica.
Quando a pressão do gás
combustível é baixa, os nossos compressores a elevam para a pressão de admissão
requerida.
Figura 14 – Compressores parafusos compactos.
Compressores
parafusos
semi-herméticos
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Compressores parafusos semi-herméticos compactos
Embora os compressores parafuso sejam mais usados na refrigeração industrial
para a compressão de amônia e outros gases, atualmente para sistema de ar
condicionado de plataformas e navios petrolíferos, eles ocupam lugar de destaque
nas aplicações de resfriadores de líquido (chillers) desse segmento e também em
outros equipamentos de refrigeração e ar condicionado de médio e grande porte que
utilizam refrigerantes halogenados.
Um compressor parafuso típico, selado com óleo, é uma máquina de deslocamento
positivo que possui dois rotores acoplados, montados em mancais de rolamentos
para fixar suas posições na câmara de trabalho numa tolerância estreita em relação
à cavidade cilíndrica. O rotor macho tem um perfil convexo, ao contrário do rotor
fêmeo, que possui um perfil côncavo. A forma básica dos rotores é semelhante a
uma rosca sem-fim, com diferentes números de lóbulos nos rotores macho e fêmea.
Compressores parafusos com tecnologia mais recente possuem a configuração 5/6.
Os compressores parafusos semi-herméticos compactos são destinados à aplicação
de chillers em plataforma petrolífera e possuem inúmeras vantagens, a saber:
1- Compressores compactos com grande faixa de capacidade, variando desde 35 a
320 hp (potência nominal), podendo trabalhar com o R-134a, R-407C e R-22;
2- Possuem separador de óleo agregado no corpo do compressor que garante uma
separação eficiente do óleo/refrigerante;
3- Funcionamento silencioso com baixo nível de ruído e vibração devido à sua
característica construtiva que emprega parede dupla no separador de óleo;
4- Motor elétrico de alto rendimento e grande reserva de capacidade que garante
economia de energia;
5- Controle de capacidade realizado por uma válvula deslizante com 4 estágios
definidos variando de 25-50-75-100% ou sistema progressivo de 25 a 100%;
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5 – Análises químicas e/ou físicas para o controle de matérias
primas e produtos acabados
Para que os derivados possam ser obtidos, é necessário o processamento do
petróleo. A este processamento (em suas inúmeras atividades), chamamos: Refino.
Uma refinaria possui uma combinação de processo de destilação e de
transformação. Assim, o óleo cru estabilizado é primeiramente separado em sua
frações constituintes através das destilações e, posteriormente, algumas faixas do
corte na destilação têm a necessidade de sofrer um processo de transformação,
com o objetivo de se reduzir maiores quantidades de produtos mais leves e mais
nobres. Os processos de refino são classificados em:
A) PROCESSOS DE SEPARAÇÃO
• Destilação Atmosférica e à Vácuo;
• Desasfaltação a Propano;
• Desaromatização a Furfural, Desparafinação a Solvente, Extração de Aromáticos,
Adsorção de n-parafinas.
B) PROCESSOS DE CONVERSÃO
• Viscorredução;
• Craqueamento Térmico;
• Coqueamento Retardado;
• Craqueamento Catalítico;
• Hidrocraqueamento;
• Reforma Catalítica;
• Isomerização e Alquilação Catalítica.
C) PROCESSOS DE TRATAMENTO OU PROCESSOS DE ACABEMENTO
• Dessalgação Eletrostática;
• Tratamento Cáustico;
• Tratamento Merox;
• Tratamento Bender;
• Tratamento Dea/Mea;
• Hidrotratamento.
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D) PROCESSOS AUXILIARES
• Geração de Hidrogênio;
• Recuperação de Enxofre;
O petróleo bruto, ou cru, deve ser submetido à destilação para que tenha seu
potencial energético efetivamente aproveitado. As “unidades de destilação” ou
“refinaria de petróleo” são as instalações onde se separam as diversas frações que
compõem o petróleo cru através da destilação, ou seja, nessas unidades as frações
de petróleo são separadas em função da diferença em suas faixas de ponto de
ebulição. Normalmente as refinarias contam com duas unidades de processo para
efetuar a destilação do petróleo: Destilação Atmosférica e Destilação a Vácuo.
Por ser um processo físico, não se espera que as propriedades físicas dos
componentes sejam modificadas, pois o sistema deve ser operado de forma a não
permitir a ocorrência de reações químicas. Porém, devido ás elevadas temperaturas
de operação para a destilação das frações mais pesadas, o craqueamento térmico
nem sempre poderá ser totalmente evitado.
A destilação atmosférica é um processo físico de separação, baseado na diferença
entre os pontos de ebulição dos compostos coexistentes numa mistura líquida.
Como os pontos de ebulição dos hidrocarbonetos presentes na mistura do petróleo
aumentam com seus pesos moleculares, ao se variarem as condições de
aquecimento do petróleo, é possível vaporizar-se compostos leves, intermediários
e pesados que, ao se condensarem, podem ser separados. Neste processo, ocorre,
também, a formação de um resíduo bastante pesado que, nas condições de
temperatura e pressão da destilação atmosférica, não se vaporiza. Por isso existe a
necessidade de se submeter este resíduo a um outro processo de separação
denominado de destilação a vácuo.
O resíduo de vácuo, produzido na destilação atmosférica, é um corte de alto peso
molecular e baixo valor comercial. Contudo, existem frações nele, como os
gasóleos, de mais alto valor e que não podem ser vaporizadas na destilação
atmosférica, pois o limite máximo de temperatura da destilação é inferior a seus
pontos de ebulição.
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Como a temperatura de ebulição varia diretamente com a pressão, ao se reduzir a
pressão, reduz-se o ponto de ebulição. Então, trabalhando em pressões sub
atmosféricas é possível retirar do resíduo atmosférico os gasóleos. Este processo se
chama destilação a vácuo.
Podemos concluir, que a Destilação do petróleo não pretende obter produtos puros e
diferentes entre si. Os produtos da Unidade de Destilação são Frações, misturas
ainda complexas de hidrocarbonetos e contaminantes, diferenciadas por suas faixas
de ebulição.
Devido à carga da U-CC possuir, em geral, alto teor de enxofre, os produtos por ela
gerados possuem teores de enxofre acima do permitido pelas especificações de
cada um deles.
Por isso, com exceção do Óleo Decantado, todos os demais produtos da U-CC
precisam passar por processos específicos de tratamentos, para redução do teor de
contaminantes (em especial, de enxofre).
Gás Combustível - vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S) e
em seguida queimado em fornos e/ou caldeiras na própria refinaria;
GLP - vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S), em seguida
para a unidade de tratamento cáustico (para remover mercaptans) e, daí, para
armazenamento em esfera;
Nafta - vai para a unidade de tratamento cáustico (para remover H2S e
mercaptans) e daí para armazenamento em tanque de nafta ou gasolina;
Óleo Leve - vai para a unidade de HDT (Unidade de Hidrotratamento) e, daí, para
armazenamento, como óleo Diesel;
Óleo Decantado - embora também contenha enxofre em alto teor, não é tratado e,
normalmente, é misturado ao resíduo de vácuo (da destilação), compondo o óleo
combustível.
O catalisador utilizado no craqueamento catalítico é o Fluid Catalytic Cracking
(FCC). O FCC é composto basicamente de zeólita (poros pequenos e definidos) e
matriz.
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Separação dos produtos
Após a separação dos gases craqueados e o catalisador, os primeiros são enviados
para uma coluna de fracionamento onde, através da diferença de ponto de ebulição,
são separados a nafta (gasolina) e o GLP.
E) Tratamento dos produtos
Após a separação, o GLP e a nafta, passam pela seção de tratamentos para que
alguns compostos de enxofre sejam removidos, pois tais compostos são
excessivamente tóxicos ou corrosivos.
F) Envio para a tancagem
Após a seção de tratamentos, os produtos são amostrados, analisados e enviados
para os seus respectivos tanques.
Craqueamento Térmico
É o processo de conversão me moléculas grandes em moléculas pequenas através
da aplicação de calor sobre a carga a ser transformada. Atualmente o
craqueamento catalítico substitui o craqueamento térmico, devido ao seu alto
grau de eficiência. Os tipos de craqueamento térmico que não foram substituídos
pelo catalítico é o craqueamento retardado.
Craqueamento Retardado
No coqueamento retardado, a forma mais severa de craqueamento térmico, o
resíduo de vácuo é transformado em produtos mais leves, que apresenta certo valor
comercial. A alimentação, normalmente resíduo de destilação a vácuo, entra
diretamente na torre fracionadora. O produto de fundo é aquecido em fornalha
especial antes de alimentar as câmaras ou tambores de coqueamento (coking
drums). O aquecimento no forno segue até uma temperatura de 482,20C, onde
ocorre vaporização parcial e o craqueamento brando. A mistura líquido-vapor segue
para os tambores de coque, onde sofre craqueamento e polimerização, tendo como
produto final vapor e coque.
Os produtos efluentes da torre são hidrocarbonetos leves na faixa de gás, GLP,
gasolina e frações mais pesadas que não foram craqueadas.
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6 – Fluxograma do processo
Figura 15 – Esquema geral de uma refinaria.
Figura 16 – Curva de destilação do petróleo (Leffler, 1985 apud Szklo, 2005)
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7. Referências Bibliográficas
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