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TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

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CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO GÁS NATURAL

Como qualquer produto o gás natural têm um conjunto de características técnicas que o tornam adequado as suas aplicações.

Dentro destas características são estabelecidos valores, que constituem a especificação do gás.

A seguir descrevemos as principais características técnicas do gás natural:

3.4.1. Riqueza

Como sabemos o gás natural é composto principalmente por metano e etano. Estes são componentes gasosos extremamente leves.

Além destes, o gás natural contém outros hidrocarbonetos, mais pesados, que são retirados no processamento.

Por exemplo, tiramos o propano e o butano para compor o chamado GLP (gás de cozinha) que mesmo em temperatura ambiente, liqüefaz-se sob pressões relativamente baixas.

Denomina-se RIQUEZA do gás a soma das porcentagens de todos os hidrocarbonetos que o compõem, excetuando-se o metano e etano.

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Um gás é considerado RICO quando possui riqueza superior a 7%.

O gás após o processamento (retirada da riqueza) é denominado gás processado. Antigamente era chamado de gás residual.

COMPOSIÇÕES PERCENTUAIS MOLARES TÍPICAS DE UM GÁS

Componentes

GÁS NATURAL

GÁS DE REFINARIA(REDUC)

GÁS DE NAFTA (COMGAS)

Associado (Bacia de Campos)

GNA (Juruá

)

Processado UPGN

C1 75 92 87 20 33

C2 12,5 4 9 15,5 -

C3 7 1 0,5 2 -

C4 3 0,5 - 1 -

C5+ 1 - - - -

CO - - - 3 3

CO2 0,5 0,5 2 3 21

O2 - - - - -

H2 - - - 45 43

N2 1 2 1 10 -

H2S - - - 0,5 -

H2O (vapor) - - - - -Um gás é considerado RICO quando possui riqueza superior a 7%.

O gás após o processamento (retirada da riqueza) é denominado gás processado. Antigamente era chamado de gás residual.

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PESO MOLECULAR APARENTE

Cada substância tem seu peso molecular que é igual a soma dos pesos atômicos dos átomos que constituem a molécula da substância.

Exemplo 1: O peso molecular do metano é

CH4 12 + 4 x 1 = 16g

Quando misturamos gases e imaginamos a mistura como se fosse um gás puro podemos dizer que ela tem o seguinte peso molecular aparente:

PMa = Xi PMi

Em que:

PMa = peso molecular aparente da mistura

Xi = fração molar de cada componente

PMi = peso molecular de cada componente

Exemplo 2: Calcular o peso molecular de uma mistura gasosa composta por 80% de metano e 20% de etano.

PM metano CH4 = 12 + 4 x 1 = 16

PM etano C2H6 = 2 x 12 + 6 x 1 = 30

PMa = 0,8 x 16 + 0,2 x 30 = 12,8 + 6

PMa = 18,8

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MASSA ESPECÍFICA DO GÁS NATURAL

A massa específica do gás natural varia entre 0,7 e 1,1.

GÁS NATURAL 0,7 < massa específica < 1,1 (Kg/m³) (a 0 ºC e 1 atm)

Massa específica = Massa

molecular (kg/m³) (a 0 ºC e 1 atm)22,4

Massa específica = Massa

molecular (kg/m³) (a 20 ºC e 1 atm)24,04

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DENSIDADE DO GÁS NATURAL

Para sólidos e líquidos a densidade é referida a massa específica da água, igual a 1g/cm³.

Para os gases a densidade é medida em relação a massa molecular do ar seco, igual a 1,293 g/litro.

Podemos calcular:

Ou também:

22,4

22,4

Massa molecular do ar seco

Massa molecular do gás

22,4

Massa molecular do ar seco

Massa molecular do gás

=22,4

d =

28,964d =

PMgasPMgas

PMar

d =

Massa específica do ar

Massa específica do gás =

Massa específica do gás

1,293dgas/ar =

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Para um gás real como o gás natural a densidade relativa ao ar, nas condições normais de temperatura e pressão (ºC, 1 atm) a fórmula passa a ser:

Zar = 0,9996 (0ºC; 1 atm)

Zgás = fator de compressibilidade do gás (0ºC; 1 atm)

PMgás = peso molecular do gás

PMar = peso molecular do ar seco

dgás = densidade real do gás em relação ao ar seco (0 ºC ; 1 atm).

PMgás = peso molecular do gás.

Zgás = fator de compressibilidade do gás.

dgas/ar =Zar

xPMgás

Zgás PMar

dgas/ar =

0,9996 x

PMgás

Zgás 28,964

dgas/ar =

PMgás

28,976

x Zgás

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FATOR DE COMPRESSIBILIDADE DO GÁS NATURAL

Nos gases ideais a relação entre pressão, volume e temperatura é dada pela equação representativa da Lei de Clapeyron, ou seja,

PV = n R T

Para os gases reais, sobretudo quando se trata de gases em temperatura baixas e pressões elevadas esta lei não é correta, pois surge uma maior atração entre as moléculas do gás e para uma determinada pressão e temperatura os volumes são menores que seriam no caso de um gás perfeito.

Surge então o denominado “fator de compressibilidade”, que dá origem à equação dos gases reais,

PV = Z n R T

O fator de compressibilidade é função da temperatura, pressão e do gás considerado.

Para o gás natural, nas pressões e temperaturas habituais em que o mesmo é transportado, o valor de Z varia entre 0,6 e 1,0.

Gás Natural 0,6 < Z < 1,0

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Cálculo do Fator de Compressibilidade

O fator de compressibilidade Z pode ser calculado por vários métodos.

Neste trabalho usaremos as fórmulas do CNGA – California Natural Gasoline Association.

Para densidades entre 0,554 e 0,750 a fórmula é:

Para densidades entre 0,750 e 1,00 a fórmula é:

Onde:Z fator de compressibilidade (gás natural).P pressão manométrica em kgf/cm2.G densidade do gás natural em relação ao ar

(Obs.: Massa específica do ar nas CNTP = 1,293 kg/m³).

T temperatura do gás em Kelvin (°C + 273,15)

Obs.: Para t = 20° C T = 293,15 293,15 3,825 = 2.732.869.299

t = 0° C T = 273,15 273,15 3,825 = 2.085.617.242

Z = 1

1 + 517.060 x P x 10 (1,785 x G)

T 3,825

Z = 1

1 + 1.375.200 x P x 10 (1,188 x G)

T 3,825

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VISCOSIDADE DO GÁS NATURAL

De forma semelhante aos líquidos, os gases oferecem resistência ao cisalhamento e, portanto, perdem energia de pressão ao serem deslocados de um ponto para outro.

Esta resistência ao cisalhamento é chamada de viscosidade.

CÁLCULO DE VOLUME ARMAZENADO

Freqüentemente deparamo-nos com o problema de calcular o volume armazenado em um gasoduto.

Se a condição é estática o problema é muito simples, pois a pressão é constante em todo o duto e a temperatura pode também ser considerada uniforme.

V =

3,1416 D² L

x

ZCNTP

x

P

x

TCNTP

4 Z PCNTP T P T T P

L

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Para as condições normais de temperatura e pressão temos:

ZCNTP = aproximadamente 1

PCNTP = 1 atm = 1,033 Kg/cm²

TCNTP = 273 ºK

Exemplo: Calcular o volume de gás armazenado em gasoduto de diâmetro interno 17 pol, comprimento 125 Km, pressão 100 Kgf/cm² (absoluta).

Sabe-se que o gás está a 20 ºC. Sabe-se ainda que Z, nesta condição é igual a 0,713 .

Solução:

Este é o volume do duto que é aproximadamente igual ao do gás nas CNTP.

V =

3,1416 D² L

x

ZCNTP

x

P

x

TCNTP

4 Z PCNTP T

Vtubo =

3,1416 x D² x L =

3,1416 x (17 x 0,0254)² x 125.000

4 4

Vtubo =18.304

m³

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ZCNTP = aproximadamente 1

Este número significa o volume que o gás contido no gasoduto a pressão de 100 Kgf/cm² e a 20º C teria se fosse expandido para a condição p = 1,033 Kg/cm² e 0ºC

O caso mais freqüente é a necessidade de calcularmos o volume existente num gasoduto onde o gás está em movimento.

Neste caso, é necessário determinarmos da pressão média (Pm) e o fator de compressibilidade na condição T e Pm.

A pressão média é calculada pela fórmula

273 + 20

273x

1,033

100x

0,713

1x

18.304

V =

2.315.568 m³

V =

P1 T T P2PmT

Q Q

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A pressão média é calculada pela fórmula:

E a fórmula do volume passa a ser:

A apostila do Curso do IPT apresenta uma fórmula preparada que traz o volume do gás para a condição T = 20 ºC.

Em que:

Varmazenado T = 20º C PCNTP = 1,033 Kg/cm²

D = diâmetro interno em polegada

L = comprimento em quilômetros

Pm = pressão média absoluta

Z = fator de compressibilidade médio

Pm =

2

( P1 + P2 -

P1 P2

)3 P1+P2

V =

3,1416 D² L

x

ZCNTP

x

Pm

x

TCNTP

4 Z PCNTP T

Varmazenado =143,78

3x

D² x L x Pm

Z x T

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Exemplo: Qual o volume empacotado em um duto que está escoando gás natural nas seguintes condições:

Pressão inicial = 100 Kg/cm² (manométrica)

Pressão final = 50 Kg/cm² (manométrica)

Zmédio = 0,773

Comprimento do duto = 83,6 Km

Diâmetro interno do duto = 11,75 in

Temperatura inicial = temperatura final = 25 ºC

Solução:

Cálculo da pressão média

Cálculo do volume armazenado (fórmula da apostila do IBP)

Pm =

2

( P1 + P2 -

P1 x P2

)3 P1 + P2

Pm =

2

( 101,033 + 51,033 -

101,033 x 51,033

)3 101,033 + 51,033

Pm = 78,77 kg/cm² (absoluta)

Pm = 143,783 x11,75² x 83,6 x 78,77

= 567.485 m³ (20 ºC; 1 atm)0,773 x 298

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INFLAMABILIDADE

Quando misturado ao oxigênio ou de maneira mais prática, quando misturado com o ar, o gás natural pode se inflamar.

A condição da mistura gás-ar ser inflamável depende da proporção destes componentes bem como da temperatura e pressão em que se encontra a mistura.

São então definidos os chamados “Limite Inferior de Inflamabilidade – LII” e “Limite Superior de Inflamabilidade – LSI”.

- Limite Inferior de Inflamabilidade – LII

É o percentual de gás natural abaixo do qual a mistura gás-ar, em presença de uma fonte de ignição, não se inflama.

Para pressão ambiente e temperatura de 15º C este valor é de aproximadamente 4,5%.

- Limite Superior de Inflamabilidade – LSI

É o percentual de gás natural acima do qual a mistura gás-ar, em presença de uma fonte de ignição, não se inflama.

Para pressão ambiente e temperatura de 15º C este valor é de aproximadamente 15%.

Nãoinflama

Região de Inflamabilidade

Não inflamaNão

inflama

% de gás na mistura ar-gás

4,5% 15%

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PODER CALORÍFICODentre as principais aplicações do gás natural temos seu uso como combustível. Seja como combustível para uso em caldeiras, fornos, fábricas de cerâmicas e azulejos, indústria vidreira, como também substituindo no uso domiciliar o gás de botijão (GLP) e o gás de nafta. Está sendo implementado modernamente o seu uso como combustível em veículos.

3.4.9.1. - Poder Calorífico Superior

O poder calorífico do gás natural é muito variável e tem seu valor variando entre 8000 kcal/m³ e 12500 kcal/m³, sendo o m³ referido a 20º C e 1 atm.

A ANP (Agência Nacional de Petróleo) define 3 classes de gás natural quanto ao poder calorífico superior, quais sejam:

Gás Natural B (baixo) 8000 a 9000 kcal/m³. Gás Natural M (médio) 8800 a 10200 kcal/m³. Gás Natural A (alto) 10000 a 12500 kcal/m³.

Esta classificação é utilizada nos contratos de fornecimento que habitualmente fixam valores limites (máximo e mínimo) e estabelecem cláusulas de correção de preços em relação ao gás que efetivamente foi fornecido.

Os contratos prevêem pagamentos por m³ fornecido, corrigido para 20ºC e 1 atm ou em quantidade de energia, com preços estabelecidos em R$/BTU.

1 quilocaloria = 3,968320 btu

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Problema: Uma companhia contratou o recebimento de gás natural tipo M e recebeu em um mês 600.000 m³ de gás a 20º C e 1 atm, sendo que o gás fornecido tinha poder calorífico de 9.000 kcal/m³ (PCS). O preço contratado de R$ 5,00/milhão de btu.

Pergunta-se pelo preço a ser pago.

Solução:

600.000 m³ x 9.000 Kcal/m³ = 5400 x 106 kcal

5.400 x 106 kcal x 3,968 = 21.427 x 106 btu

21.427 x 106 btu x R$ 5,00 = R$ 107.135,00 106 btu

Preço = R$ 107.135,00

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– Cálculo do Poder Calorífico Superior do Gás Natural

O poder calorífico do gás natural pode ser obtido através de cálculo, com razoável precisão, a partir da composição molar do gás.

A fórmula é a seguinte:

PCSgás = Somatório (PCSi x composição molar)

PODER CALORÍFICO SUPERIOR - PCSValores

Aproximados

Componentes

Entalpia Padrão de Combustão

kjoule/mol

PCS – kcal/m³m³ à 0º C e 1

atm(x 10,66276)

PCS – kcal/m³m³ a 20º C e 1 atmZ=0,9975 (x 0,9341)

Metano - 890,35 9494 8868

Etano - 1559,90 16 633 15 537

Propano - 2220,05 23 672 22 112

i – Butano - 2868,82 30 590 28574

n – Butano - 2878,52 30 693 28670

n – Pentano - 3536,15 37 705 35220

CO - 282,99 3175 2819

H2S - 562,589 5999 5603

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Problema: Calcular o poder calorífico de um gás cuja composição molar é C1 – 88%; C2 – 6%; C3 – 3%; i C4 – 1%; n C4 – 1%; Inertes – 1%.

Dar a resposta em quilocalorias por metros cúbico a 20º C e 1 atm.

Solução:

Obs.:

1. Elementos inertes tais como o vapor d’água, CO2, N2 e etc têm PCS = 0, pois não são combustíveis;

2. A entalpia padrão considera como condições padrão de referência a temperatura de 25º C e a pressão atmosférica de 101,325 KPa;

3. Na coluna 4 da tabela por simplificações usou-se como fator de compressibilidade o valor médio Z = 0,9975, o que constitui uma aproximação;

4. Para cálculos precisos devemos usar o valor de Z com maior correção;

5. Para faturamento considerar as condições consideradas no contrato.

Componentes kcal/m³ (20º C; 1 atm)

Fração molar PCS x%

Metano 8868 0,88 7804

Etano 15537 0,06 932

Propano 22112 0,03 663

i – Butano 28574 0,01 286

n – Butano 28670 0,01 287

Inertes 0 0,01 0

GÁS - 1,00 9972

Resposta: PCS = 9.972 Kcal/m³

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– Cálculo do Poder Calorífico Inferior

No cálculo do poder calorífico superior considera-se a recuperação da energia térmica do vapor da água, quando ela se condensa.

No poder calorífico inferior considera-se que a água formada permanece no estado de vapor. Este valor é usado para cálculos de balanço de energia em fornos, caldeiras, etc.

O poder calorífico inferior é calculado de maneira semelhante ao superior considerando-se, porém a entalpia de vaporização da água, igual a 43,911 kjoule/mol nas condições de entropia padrão (25ºC; 101,325 kPa).

Obs.:

1 atm = 101,323 kPa (conversão exata)

1 atm = 1,033227 kgf/cm²

1 kgf/cm² = 98,0665 kPa

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Temos então a seguinte tabela:

PODER CALORÍFICO INFERIOR - PCI Valores Aproximados

ComponentesPCS

kJoule/mol

Número de moles de Água

Entalpia de Vaporização

da água corrigida

PCIkJoule/

mol

PCI – kcal/m³m³ a 0ºC e 1

atm(x 10,66276)

PCI – kcal/m³m³ a 20ºC e 1 atm

Z=0,9975(x 0,9341)

Metano (CH4) 890,4 2 87,822 802,578 8558 7994

Etano (C2H6) 1559,90 3 131,733 1428,167 15228 14225

Propano (C3H8) 2220,15 4 175,644 2044,506 21800 20363

Isobutano (C4H10) 2868,8 5 219,555 2649,245 28248 26386

n - Butano (C4H10) 2878,52 5 219,555 2658,965 28352 26483

n- Pentano (C5H12) 3536,15 6 263,466 3272,684 34896 32596

Obs.: PCI a 20ºC ; 1 atm =1

x0 + 273,15

PCI a 20ºC ; 1 atm = 0,9341 PCI a 0ºC ; 1 atm0,9975 20 + 273,15

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CROMATOGRAFIA3.4.10.1. - Finalidade e Princípio de Funcionamento

A cromatografia tem por finalidade a determinação da composição de uma mistura aproveitando o princípio da diferença de velocidade de migração de seus componentes num meio poroso.

A migração é provocada pelo movimento de um solvente.

3.4.10.2. - Esquema do Cromatógrafo

FASEMÓVEL

AMOSTRACOLUNA

CROMATOGRÁFICADETETOR DE

COMPONENTES

Bomba ou Compressor de

Fase móvel (Líquido ou gás)

Sistema de introdução da amostra

Registrador/integrador

dos componentesda mistura

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CÁLCULO DA VELOCIDADE DE ESCOAMENTOO gás desloca-se em um gasoduto como conseqüência da diferença de pressão entre os pontos inicial e final.

No regime permanente a vazão mássica em qualquer ponto é constante, bem como a vazão volumétrica quando convertida as mesmas condições de temperatura e pressão nos pontos considerados.

Num determinado ponto a velocidade do gás pode ser calculada pela fórmula abaixo.

Tal valor de velocidade é importante para o cálculo da velocidade de passagem de pigs ou de movimentação de frentes de gás.

Calcula-se a velocidade de escoamento nos gasodutos através da seguinte fórmula:

Sendo: v velocidade em m/s.T temperatura em Kelvin.P pressão absoluta do gás em kgf/cm2 no ponto considerado.Z fator de compressibilidade no ponto considerado.d diâmetro interno em polegada.Q vazão do duto em m3/dia (CNTP).

Obs.: Para passar de Pm³ para Nm³ multiplicar por 0,932 (valor prático)Para passar de Nm³ para Pm³ multiplicar por 1,073 (valor prático)

v = 8,6382 x 10 -5 xT

xZ

x Q P D2

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Fórmula adaptada para usar vazão em milhões de Pm³/dia.

Sendo:

v velocidade em m/s.

T temperatura em Kelvin.

P pressão absoluta do gás em kgf/cm2 no ponto considerado.

Z fator de compressibilidade no ponto considerado.

d diâmetro interno em polegada.

Qp vazão do duto em milhões de Pm3/dia .

v =80,48

9x

T

x

Z

x Qp P D2

25

Q =453 d 8/3 Pi

2 – Pf2

(Pm3/dia)L

CÁLCULO EXPEDITO DA VAZÃO CONHECENDO-SE AS PRESSÕES INICIAL E FINAL

A fórmula abaixo é uma simplificação da fórmula de Weymouth e adaptada para unidades comuns. Ela tem boa precisão para gás natural de densidade 0,60 e operado a 15,6ºC. Quando nos afastamos destas condições ela começa apresentar erros.

Ou

Sendo:Q = vazão em Nm3/dia ou Pm3/dia.d = diâmetro interno em polegadas.

Pi = pressão absoluta no início do gasoduto em kgf/cm².

Pf = pressão absoluta no final do gasoduto em kgf/cm². L = comprimento do gasoduto em quilômetros.

Q =422 d 8/3 Pi

2 – Pf2

(Nm3/dia)L

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Q =422 d 8/3 Pi

2 – Pf2

L

Problema 1

O gasoduto acima esquematizada tem 18,50 polegadas por diâmetro externo, 0,375” de espessura e 55 quilômetros de extensão.

Qual a vazão de gás em Nm³ verificada no duto, quando o mesmo opera com pressão inicial Pi = 35 kgf/cm² (manométrica) e pressão final Pf = 32 kgf/cm² (man.)?

SOLUÇÃO:

35 kgf/cm² 32 kgf/cm² 15 kgf/cm²

Consumidor (com pressão controlada em

15 kgf/cm²)

Compressor

55 km

27

Q =

422 x 2.143,9 36,0332 – 33,0332

55

d 8/3 = (18,50 – 2 x 0,375) 8/3 = 17,75 8/3 = 2143,9

Pi (abs) = 35 + 1,033 = 36,033 kgf/cm²

Pf (abs) = 32 + 1,033 = 33,033 kgf/cm²

Q =

422 x 2.143,9 x 14,394 = 1.776.017

Nm³/dia7,416

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Problema 2

O consumidor do problema anterior passou a consumir 2.100.000 Nm³/dia. Pergunta-se qual a nova pressão a montante da válvula de controle do referido consumidor.

SOLUÇÃO:

A pressão controlada do consumidor é 15 kgf/cm².

A pressão controlada do início do gasoduto é 32 kgf/cm² (man).

Para garantir o aumento de vazão com a pressão no início do gasoduto constante é necessário que a controladora do consumidor se abra e que a pressão final caia como pode se calcular pela fórmula:

1298,4 - Pf2 = 17,214

1238,4 - Pf2 = 296,3

Pf2 = 1238,4 – 296,3 = 942,1

Pf = 30,7 kgf/cm² (abs) Pf = 29,7 kgf/cm² (man)

Q =422 d 8/3 Pi

2 – Pf2

L

2.100.000 =

422 x 2143,9 36,0332 – Pf2

7,416

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CONCEITO DE “PULMÃO” E “EMPACOTAMENTO”

Conceitua-se como “EMPACOTAMENTO” em um gasoduto como sendo o volume de gás existente no referido gasoduto medido nas condições normais de temperatura e pressão (0º C; 1 atm) ou nas condições PETROBRAS (20º C; 1 atm).

Conceitua-se como “PULMÃO” em um gasoduto como sendo o volume de gás existente no duto à uma pressão qualquer menos o volume de gás no duto a pressão operacional mínima. Na PETROBRAS estes volumes são medidos a 20º C e 1 atm.

Em

paco

tam

ento

máx

imo

Volume de gás existente no duto com pressão operacional máxima.

Empacotamento máximo operacional

Volume de gás existente no duto com pressão operacional qualquer

Empacotamento.

Pul

mão

máx

imo

Pul

mão

Em

paco

tam

ento

m

ínim

o

Em

paco

tam

ento

Volume de gás existente no duto com pressão operacional mínima.

Empacotamento mínimo operacional

Volume de gás existente no duto com pressão manométrica = 0

Empacotamento = volume físico do duto

Duto vazio. Empacotamento = 0

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ODORIZAÇÃO DO GÁS NATURAL

O gás natural ao ser produzido possui pouco ou nenhum odor. Quando existente o odor é devido a presença de compostos de enxofre tais como o H2S ou mercaptans. Após o tratamento primário e, sobretudo, após o processamento o gás natural fica inodoro.

Objetivando conferir maior segurança nas movimentações do gás natural, o mesmo é odorizado de forma que seja percebido com facilidade em caso de vazamento.

A Legislação (através das portarias 41 e 42 da Agência Nacional de Petróleo) somente exige que o gás movimentado em dutos de distribuição (para consumidores industriais e domiciliares) sejam odorizados, porém a PETROBRAS habitualmente odoriza também o gás movimentado nos dutos de transferência e transporte.

A odorização é realizada adicionando-se substâncias odorantes (mercaptans) ao gás natural. A quantidade de odorante deve ser tal que o gás seja detectado pelo olfato mesmo em pequenos vazamentos.

A quantidade de odorante adicionado ao gás deve ser tal que um vazamento seja percebido pelo olfato quando a quantidade de gás no ar atinja a 20% do limite inferior de inflamabilidade. Como este limite situa-se em torno de 5% em volume conclui-se que a quantidade de odorante deve ser tal que possamos perceber concentrações de 1% em volume de gás dissolvido no ar.

As taxas de odorização necessárias a obtenção das condições acima situam-se em torno de 8 a 16 miligramas por m³, que são os valores utilizados habitualmente.

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Para gasodutos novos utiliza-se uma taxa de odorização maior, pois parte do produto fica aderido a parede da tubulação. Utilizamos habitualmente uma taxa de 16 a 32 mg/m³ ou mesmo maior para gasodutos de grande extensão.

O acompanhamento da odorização é feito por cromatografia do gás natural ou por instrumentos denominados “odorators”.

Uma odorização deficiente tem pouca utilidade e uma odorização exagerada pode trazer problemas para os distribuidores.

A odorização irregular (ora alta, ora baixa) traz grandes transtornos aos distribuidores.

Um cuidado bastante grande deve ser tomado com os equipamentos do sistema de odorização, inclusive com as embalagens do produto, pois o mesmo é tóxico e em caso de derrames, mesmo pequenos, trazem uma grande poluição olfativa, o que gera desconforto, mau estar e reclamações das populações vizinhas.

Recomenda-se também um minucioso registro de tipo, marca, quantidades e proporções de odorantes utilizados, de forma a podermos rastrear qualquer eventual falha do sistema e se for o caso adequar os procedimentos operacionais.

São diversos os processos de aplicação de odorante no gás, podendo-se citar:

Odorização

Por absorção, tipo “mecha”. Por absorção, tipo “borbulhador”. Por absorção, tipo “by-pass horizontal”. Por injeção, tipo “gotejamento”. Por injeção, tipo “bomba dosadora” com dosagem programada. Por injeção, tipo “bomba dosadora” com dosagem proporcional a vazão.

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O transporte do gás natural pode ser feito na fase gasosa ou líquida, e em alguns casos em mistura de fases.

TRANSPORTE DE GÁS NATURALTRANSPORTE DE GÁS NATURAL

Fase Gasosa

Transporte dutoviário (gasodutos)

Transporte em alta pressão(feixes tubulares)

Caminhões

Barcaças

Fase Líquida

Transporte marítimo e fluvial

Transporte ferroviário

Transporte rodoviário

Bifásico Transporte dutoviário

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O transporte marítimo em fase líquida é realizado em condições criogênicas (pressão próxima a atmosférica e temperatura – 162ºC). Este tipo de transporte só se justifica economicamente para grandes volumes e distâncias. Tem custo elevado em virtude de necessitarmos instalações dispensiosas para a liquefação do gás além do elevado custo operacional da liquefação. O transporte marítimo sob condições criogênicas é caro. Existe ainda o custo para revaporização no local do destino do gás. Do total exportado no mundo cerca de 25% é transportado maritimamente sob a forma líquida, o que representa cerca de 5% do consumo mundial.

O transporte ferroviário e rodoviário sob condições criogênicas também é caro, somente se justificando em locais onde houvesse total impedimento de lançar-se um gasoduto ou em locais onde a utilização do gás não é contínua.

O transporte dutoviário em fase gasosa (caminhões-feixe) é utilizado também em locais onde não se justifica economicamente a construção de um gasoduto ou para os não contínuos. Postos de abastecimento de gás natural veicular, quando distantes de linhas-tronco de transporte de gás natural, geralmente são abastecidas por caminhões-feixe.

O meio de transporte mais comum é o dutoviário em gasodutos que operam com pressões na estação inicial de compressão de até 150 Kgf/cm².

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COMPONENTES DE UM SISTEMA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

GLP PESADOS

LÍQUIDO DE GÁS NATURAL

TRATAMENTO

COMPRESSÃO

CITY-GATE CITY-GATE

M

M

O

GÁSNATURALMEDIÇÃO

ODORIZAÇÃO

PROCESSAMENTO

COMPRESSÃO

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COMPONENTES

a) TUBULAÇÕES: Destinadas a conduzir o gás natural. São de aço de alta resistência e formadas por tubos de cerca de 12 metros soldados.

b) ESTAÇÕES DE COMPRESSÃO: Destinadas a comprimir o gás para obrigá-lo a percorrer a tubulação. Trabalha-se com pressões entre 70 Kgf/cm² a 120 Kgf/cm².

c) ESTAÇÕES DE ODORIZAÇÃO: Destinadas colocação de substâncias (mercaptans) que dão odor ao gás, para deteção de vazamentos. Esta odorização é exigência legal de segurança.

d) ESTAÇÃO DE REDUÇÃO DE PRESSÃO E MEDIÇÃO: Estas ERPM existem em todos os pontos de entrega de gás. Tem a finalidade de fornecer ao cliente o gás numa pressão aproximadamente constante e pactuada no contrato. A medição é feita para possibilitar a posterior cobrança do gás fornecido.

e) SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE: Existente em gasodutos de grande porte com vários pontos de entrada e saída de gás. As centrais de supervisão controlam remotamente as variáveis importantes do transporte tais como vazões nos trechos, vazões fornecidas nos “city-gates”, pressões, etc.

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VÁLVULAS ESPECIAIS UTILIZADAS EM GASODUTOS

Além das válvulas de bloqueio comuns, são usadas em gasodutos alguns tipos de válvulas especiais que exercem determinadas finalidades específicas mos mesmos.

Podemos destacar as seguintes:

1) PCVs – Válvulas controladoras de pressão.

2) XVs e SDVs – Válvulas de fechamento automático.

3) PSVs – Válvulas de segurança;

4) FVs – Válvulas limitadoras de vazão.

4.4.1. – PCVs – VÁLVULAS CONTROLADORAS DE PRESSÃO

4.4.1.1. – Finalidade

Ramal – Pressão menor

Linha Tronco – Alta pressão

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As válvulas controladoras de pressão têm as seguintes principais finalidades:

• Reduzir a pressão a jusante da mesma possibilitando a construção de dutos de menor espessura.

• Manter a pressão constante a jusante da mesma, qualquer que seja a pressão a montante, facilitando o trabalho dos dispositivos de medição, independentemente da vazão que por ela circula.

• Fornecer ao consumidor (equipamentos) o gás na pressão adequada de uso.

Componentes

As válvulas de controle possuem dois componentes básicos que são:

a) Atuador – Dispositivo normalmente constituído por uma câmara com um diafragma que “sente” a pressão a jusante da válvula e quando esta tende a aumentar ou a diminuir o diafragma movimenta-se empurrando ou puxando uma haste que atua sobre o plug obturador da válvula.

b) Plug Obturador – Dispositivo acionado pelo atuador que permite diminuir ou aumentar a vazão de gás possibilitando a manutenção da pressão a montante.

Exemplo: Suponhamos que o usuário do gás aumente o seu consumo, por exemplo colocando em funcionamento uma caldeira.

Com o aumento do consumo (vazão) a pressão do ramal tende a cair. O atuador “sente” a queda de pressão e atua sobre o obturador possibilitando uma passagem maior de gás que irá restaurar a pressão do ramal.

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Tipos Básicos

a) Auto operadas (sem conexão externa de gás);

b) Com alavanca, contrapeso e conexão externa de pressão;

c) Com mola e conexão interna de pressão;

d) Com mola e conexão externa de pressão;

e) Válvulas de controle piloto operada;

f) Válvulas com controlador.

VÁLVULAS DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO (SDV – VTC –VES – XV)

4.4.2.1. – Finalidade

As válvulas de fechamento automático têm a finalidade de cortar rapidamente o fluxo de gás quando a pressão do sistema atingir um valor de referência (“set-point” ou ponto de ajuste).

São elementos de segurança do sistema e são instaladas ao longo dos gasodutos, nas instalações de redução de pressão (ERPs) e pontos de entrega ao consumidor (“city-gates”).

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As XVs instaladas nas ERPs e “city-gates” tem a finalidade de bloquear o ramal em caso de falha da válvula de controle evitando que a pressão a jusante atinja valores maiores que o de projeto, que poderia danificar o duto.

As SDVs instaladas ao longo dos gasodutos em distância de aproximadamente 20 a 30 km tem a finalidade de impedirem o fluxo em caso de pressões baixas. Caso haja o rompimento de duto em um determinado ponto, a pressão no trecho cai e as válvulas a montante e jusante do rompimento fecham-se limitando o volume vazado ao contido no trecho, impedindo que haja o vazamento de todo o duto e impedindo que haja a continuação da alimentação do mesmo.

Alguns tipos de válvula de bloqueio automático além de bloquear o duto por baixa pressão também atuam quando a pressão cai rapidamente (ação por velocidade de queda de pressão).

Tipos mais usados

As válvulas XVs e SDVs podem ser de esfera, de gaveta ou de portinhola.

Tem um acionador pneumático normalmente operado por um piloto que sente a pressão do sistema e o compara um valor ajustado previamente (set-point da válvula). Quando estes dois valores são igualados um suprimento de ar ou gás provoca o bloqueio da válvula.

A reabertura da válvula é normalmente manual.

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PSVS - VÁLVULAS DE SEGURANÇA

4.4.3.1. - Finalidade

XVA

XVB

PCV PSVA

CV

Alta Pressão Baixa Pressão

As válvulas de segurança têm a finalidade de protegerem as instalações contra um aumento de pressão acima da capacidade do duto.

Caso haja um bloqueio indevido ou uma diminuição no consumo no lado da baixa pressão a válvula controladora (PCV) atua diminuindo a vazão. Caso falhe e a pressão tenda a subir demasiadamente as XVs bloqueiam automaticamente o fluxo. Caso as XVs falhem, a válvula de segurança (PSV) descarrega o gás para atmosfera ou flare. As PSV abrem-se totalmente (abertura 100%) descarregando o gás para a atmosfera ou para o flare.

4.4.3.2. - Tipos mais comuns

a)Convencional

b)Balanceada

FVs – VÁLVULAS LIMITADORAS DE VAZÃO

4.4.4.1. – Finalidade

As válvulas limitadoras de vazão têm a finalidade de evitar possíveis picos de vazão que poderiam desestabilizar as pressões nos gasodutos prejudicando a ação das controladoras de pressão e a seguir os consumidores.

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ESTAÇÕES DE MEDIÇÃO E FORNECIMENTO A CLIENTES (“CITY-GATES”)

Os gasodutos em geral possuem ramais onde ocorre o fornecimento aos clientes habitualmente denominados concessionários, que por sua vez fornecem o gás natural aos consumidores (usuários).

A montante do ponto onde se dá a troca de propriedade do gás temos habitualmente uma estação de medição, onde normalmente temos também uma redução de pressão. Estas estações de medições para fornecimento são denominadas “City-gates”.

É comum quer clientes ou consumidores de grande porte tenham também sua estação de medição para conferir as quantidades que lhe são cobradas.

Estação de Medição

Estação de Medição

Estação de Medição da Concessionária

City-gate

Ponto de transferênc

ia de custódia

Consumidor

Consumidor

Estação de Medição

Estação de Medição

Consumidor

Consumidor

Estação de Medição

City-gate

Ponto de transferência de custódia

Consumidor

Linha tronco do gasoduto

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Dispositivos de uma Estação de Medição

1. Válvula de bloqueio automático

1. Dispositivos de Segurança 2. Válvula de alívio de pressão

3. Válvulas limitadoras de fluxo

2. Dispositivos de Controle 1. Válvula reguladora de pressão

3. Dispositivos de Medição 1. Medidor de fluxo (diversos tipos com diversos acessórios)

4. Vasos para condensado

5. Filtros

6. outros

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FT

XV

PCV

PSV

TI

PI

LG

PI

FR

TRFR - PR

City-gate com registrador de fluxo com placa de orifícioFT - Filtro de tela ou cartuchoXV - Válvula de bloqueio automáticoPCV - Válvula de controle de pressãoPSV - Válvula de alívio de pressãoPI - Indicador de pressão (manômetro)TI - Indicador de temperatura (termômetro)SG - Vaso coletor de líquidoLG - Visor de nível de líquidoFR - Registrador de vazão por placa de orifícioPR - Registrador de pressãoTR - Registrador de temperatura

EXEMPLO DE CITY-GATE

SG

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CITY-GATE PADRÃO

Aquecimento

Filtragem

Redução

Pressão

Fuel Gas

Medição

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FluxoFluxoFluxoFluxoFluxoFluxoFluxoFluxo

Estação de Regulagem (2)Estação de Regulagem (2)Estação de Regulagem (2)Estação de Regulagem (2)

Estação de Filtragem (1)Estação de Filtragem (1)Estação de Filtragem (1)Estação de Filtragem (1)

Estação de Medição (3)Estação de Medição (3)Estação de Medição (3)Estação de Medição (3)

Visão Geral

CITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHA

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FluxoInício do isolamento térmico

CITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHACITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHACITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHACITY GATE JUIZ DE FORA - IGREJINHAEstação de RegulagemEstação de RegulagemEstação de RegulagemEstação de Regulagem

Válvula de Bloqueio 6”

XV - FCPCV - FCPCV - FO

Fluxo

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GENERALIDADES

A tecnologia para desenvolvimento da liquefação de gases foi desenvolvida no começo do século XX com o objetivo de obtenção dos gases raros.

A partir da década de 40 os Estados Unidos iniciaram a adaptação daquela tecnologia com a finalidade de conseguir estocar grandes quantidades de gás natural em espaços pequenos, objetivando atender as flutuações sazonais de consumo.

Em 1959 realizou-se o primeiro transporte marítimo de gás natural liquefeito (GNL) dos Estados Unidos para Inglaterra, em navio.

Atualmente (ano 2000) temos 10 países importadores de GNL e 10 países produtores com o total de 16 plantas de liquefação, 6 abastecendo a Europa e 10 abastecendo a Coréia, Japão e Taiwan.

O maior consumidor mundial de GNL é o Japão que absorve 60% de produção mundial.

A produção mundial chegou em 1998 a 83 milhões de toneladas o que equivale a cerca de 116 bilhões de metros cúbicos.

GÁS NATURAL LIQUEFEITOGÁS NATURAL LIQUEFEITO

1 tonelada GNL corresponde a cerca de 1400 m³

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O custo da liquefação, transporte e regaseificação de GNL são muito maiores que o transporte por gasodutos.

Temos um elevado custo de investimento nas estações de liquefação e regaseificação além do custo dos navios especiais, com tanques e tubulações construídas com materiais criogênicos.

Alem disto existe o custo operacional que exige grande consumo de energia, consumindo de 10 a 15% do gás, no processo.

Assim sendo a utilização do GNL se restringe aos casos em que o transporte dutoviário é técnico/economicamente impraticável, tais como locais em que se exige travessias marítimas muito extensas ou de grande profundidade.

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O SISTEMA DE GNL

Produção de Gás Natural

Estação de Liquefação

Gasoduto

Estação de Regaseificação

Gasoduto

Malha de Distribuição Porto de

Descarga

Porto de Carga

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EMPREENDIMENTO PARA GNL – RESERVAS

Para viabilizar um empreendimento de produção de GNL é necessário dispor-se de reservas de grande porte uma vez que os contratos de fornecimento devem ser longos (20 anos ou mais) e as quantidades devem ser também grandes.

Condições comuns (exemplo):

a) Gás Natural produzido a baixo preço;

b) Gás Natural de boa qualidade para evitar-se custos adicionais elevados com tratamento de contaminantes;

c) Proximidade de um porto de águas abrigadas para evitar-se o custo elevado de transporte entre as estações de liquefação e o local de embarque do GNL;

d) Contrato de fornecimento por 20 anos;

e) Fornecimento anual (exemplo);Q= 7.106 ton/ano, de GNL = 9800.106 m³/ano,

o que equivale ao fornecimento diário de Q= 27.106 m³/dia

f) Reservas (para um mínimo de 20 anos)R= 200.109 m³

g) Custo do gás para um projeto de GNL.Custo US$ 1,00/milhões de btu

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UNIDADE DE LIQUEFAÇÃO DE GÁS NATURAL

-161ºC

Gás Natural

(Gasoduto)

Unidade de Tratamento de

Gás Natural

Retirada de: Condensado Impurezas

Trocador de calor

Tanques de Armazenamento

Navios

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A estação de liquefação deve ficar próxima a um posto de águas abrigadas com lâminas d’água mínima de 14 metros.

A unidade de tratamento tem a finalidade de retirar o condensado e impurezas tais como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água.

O processo incluía a separação do GLP que pode ser vendido separadamente ou reinjetado no GNL.

O sistema de refrigeração é semelhante ao de um refrigerador comum e usa como fluido refrigerante uma mistura de metano, etano e propano.

A temperatura de liquefação do GNL situa-se em torno de –161ºC.

O custo de uma unidade de liquefação de GNL situa-se em cerca de US$ 250,00/ tonelada de capacidade anual. Uma unidade para liquefazer anualmente 7 milhões de tonelada custaria cerca de U$ 1,75 bilhões, com a inclusão de facilidades portuárias.

É necessária uma área de 400 000 m2 para as instalações de uma planta de liquefação de gás natural.

Outra exigência é uma razoável distância de comunidades próximas pois a planta é muito ruidosa.

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NAVIOS PARA TRANSPORTE DE GNL

O transporte de GNL da estação de liquefação aos pontos de regaseificação é feito em navios construídos especificamente para esta atividade.

Trata-se de navios com tanques isoladas que transportam o GNL a –161ºC.

Não possuem equipamento para a refrigeração durante a viagem.

Normalmente utilizam o gás natural como combustível.

Uma parte da carga retorna ao porto de origem para manter os tanques refrigerados.

Existem dois tipos básicos de navios, os que armazenam o gás em reservatórios esféricos e os que possuem tanques com a disposição convencional.

Existem hoje no mundo cerca de 100 navios para o transporte de GNL com capacidade média de transporte entre 55 a 60 mil toneladas (equivalentes a 77 a 84 milhões de m³ de gás natural).

Estes navios tem sido construídos no Japão, Finlândia, Itália, França e Coréia do Sul, e custam em média cerca de US$ 225 milhões.

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ESTAÇÃO DE REGASEIFICAÇÃO

A estação de regaseificação deverá ficar ao lado de um cais de águas profundas e abrigadas.

É composta de tanques de armazenamento de GNL, regaseificadores e equipamentos complementares.

Os tanques de armazenamento devem ter capacidade para conter pelo menos a carga de 1 navio (aproximadamente 135 000m³) ou mesmo valores muito maiores.

A fonte quente do regaseificador pode ser a água do mar ou vapor, quando houver uma termoelétrica nas proximidades.

A energia da expansão do GNL ao se vaporizar poderá ser usada para adicionar alguma potência as turbinas de compressão das termelétricas.

Há possibilidade também da utilização do frio produzido no regaseificador para a indústria alimentícia.

O custo de uma instalação para regaseificação depende da capacidade, do porte das instalações portuárias e de armazenamento de GNL.

No nosso exemplo de uma instalação de 7 milhões de toneladas por ano, os custos de investimento seriam de pelo menos US$ 1 bilhão

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TERMINAL DE REGASEIFICAÇÃO

M

Vent

Vapor

LíquidoCais

Medição

GNL

Tanques de Armazenamento de

GNL

Vapor

Vapor

Compressor

Recondensador

Bomba de baixa pressão

Bomba de alta pressão

Gás Natural Revaporizado

Águaquente

Água fria

Regaseificador

C-8.5

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CUSTOS APROXIMADOS DE UMA INSTALAÇÃO DE GNL

Não incluídos os custos da unidade produtoras de gás natural e das redes de distribuição teremos os seguintes valores estimados para um sistema de GNL, para movimentação de 7 milhões de toneladas por ano:

Unidade de liquefação US$ 1,75 bilhões

8 navios para o transporte US$ 2,00 bilhões

Unidade de regaseificação US$ 1,00 bilhão

Total US$ 4,75 bilhões

(OBS.: Instalação para fornecimento de 27 milhões de m³/dia)

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MERCADO DE GNL

O grande consumidor mundial de GNL é o Japão, que pressionado pela pouca oferta interna de energia consome cerca de 48 milhões de toneladas por ano, o que representa cerca de 60% da produção mundial (82,5 milhões de toneladas/ano).

A seguir vem a Coréia com 8 milhões/ano e depois o Taiwan com um consumo de 4 milhões/ano.

Ao todo o mercado asiático consumiu cerca de 62 milhões de toneladas em 1998 e deverá expandir-se até 100 milhões, até o ano 2010.

A Europa consome menos de 20 milhões, a preços menores e esta demanda não deverá crescer.

No Brasil existem projetos para instalações em Suape (PE) e Pecém (CE), o primeiro envolvendo a PETROBRAS e Shell e o segundo a British Gas e a Amoco.

Quanto produção de GNL, as maiores capacidades estão concentradas na Argélia e Líbia, no norte da África e está sendo aumentada com novas unidades em construção na Nigéria e em Trinidad.

O mercado de GNL apresenta preços muito variados sendo mais caro no Japão, Coréia e Taiwan, seguindo-se a Europa (menos 25%) e os Estados Unidos (menos 50%).