refino de petrleo

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REFERÊNCIA TÉCNICA GUIA DE APLICAÇÃO EM VAPOR

Segmento de OPC Março / 2007

GUIA DE REFERÊNCIA TÉCNICA OPC

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ELABORAÇÃO

Eng. Marcelo Goberstein Spirax Sarco Ind. Com. Ltda.

COLABORADORES (FONTES DE INFORMAÇÃO)

Eng° Wagner Felício de Oliveira Petrobras – REVAP

Engº Pedro Luiz de Lima

Setal Engenharia

Engº Rodrigo Zamin Spirax Sarco

São Paulo – SP Março de 2007


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ÍNDICE

OBJETIVO DO TRABALHO............................................................................................. 6 INTRODUÇÃO: O MERCADO DO PETRÓLEO........................................................... 7

RESERVAS DE PETRÓLEO................................................................................................... 7 FUTURO ........................................................................................................................... 8 HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL .................................................................................. 9

A PETROBRAS ..................................................................................................................13 PERFIL ...........................................................................................................................13 ATIVIDADES ....................................................................................................................13 EMPRESAS DO GRUPO PETROBRAS ..................................................................................17 PETROBRAS EM NÚMEROS ...............................................................................................19 INVESTIMENTOS PETROBRAS............................................................................................20

O PETRÓLEO ....................................................................................................................22 O QUE É O PETRÓLEO.....................................................................................................22 ORIGEM..........................................................................................................................24 DERIVADOS DO PETRÓLEO..............................................................................................25 O BIODIESEL ..................................................................................................................25 O H-BIO .......................................................................................................................30 PARÂMETROS PARA COMERCIALIZAÇÃO ...........................................................................34 A CADEIA PETROQUÍMICA ..............................................................................................35

O PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO .......................................................................36 UPSTREAM......................................................................................................................36 EXPLORAÇÃO..................................................................................................................37 PERFURAÇÃO: SONDAS E PLATAFORMAS .........................................................................38 PRODUÇÃO.....................................................................................................................44 REFINO ..........................................................................................................................48 TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO....................................................................................48 DISTRIBUIÇÃO ................................................................................................................48

O REFINO E SEUS PROCESSOS ...................................................................................50 OBJETIVO DO REFINO .....................................................................................................50 QUALIDADE DO PETRÓLEO .............................................................................................51 PROCESSOS DO REFINO...................................................................................................52 CLASSIFICAÇÃO E CARACTERIZAÇÃO DOS PROCESSOS DO REFINO ....................................57

PRINCIPAIS PROCESSOS PARA ESTUDO E AS APLICAÇÕES DO VAPOR .....60 DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E DESTILAÇÃO À VÁCUO.......................................................60 OUTRAS TORRES DE DESTILAÇÃO (COLUNAS)...................................................................67 CRAQUEAMENTO.............................................................................................................71 COQUEAMENTO RETARDADO...........................................................................................71 CRAQUEAMENTO CATALÍTICO .........................................................................................76


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PROCESSO DE HIDROTRATAMENTO (HDT) ......................................................................82 OUTROS PROCESSOS EM REFINO .....................................................................................85

GERAÇÃO DE VAPOR ....................................................................................................89 PRODUÇÃO DE VAPOR ....................................................................................................89 PRESSÕES TÍPICAS DE VAPOR ..........................................................................................92 OPORTUNIDADES NA CASA DE CALDEIRA .........................................................................93

TRACEAMENTO ..............................................................................................................98 SELEÇÃO DO SISTEMA DA AQUECIMENTO....................................................................... 101 PROFUNDIDADE TOTAL DAS BOLSAS.............................................................................. 104 COLETAS MÚLTIPLAS (DRENAGENS COLETIVAS) ............................................................ 105 CONSUMO DE VAPOR PARA TRAÇOS............................................................................... 106 MANIFOLD DE SUPRIMENTO DE VAPOR E COLETA DE CONDENSADO .............................. 112

TANCAGEM .................................................................................................................... 118 CONTROLE DE TEMPERATURA EM TANQUES DE COMBUSTÍVEL ....................................... 118

PURGADORES: APLICAÇÃO E SELEÇÃO.............................................................. 124 A REFINARIA ................................................................................................................ 124 USO DO VAPOR ............................................................................................................. 125 SELEÇÃO DE PURGADORES............................................................................................ 127 UTILIZAÇÃO DE DISTRIBUIDORES DE FLUXO.................................................................. 133 SILENCIADORES ............................................................................................................ 135

REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS ........................................................................... 136


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OBJETIVO DO TRABALHO

Este trabalho tem como objetivo apresentar o segmento de OPC e prover conceitos básicos de forma didática, servindo como guia prático para profissionais que pretendam explorar as oportunidades deste mercado.

O foco principal deste concentra-se na área de refino, onde encontramos as principais aplicações para a SPIRAX SARCO na área de vapor. Porém, forneceremos também uma referência básica para os demais processos envolvendo a indústria do petróleo.

Convém ressaltar que, como característica tipicamente do mercado chamado de “topo de pirâmide”, a atuação SPIRAX SARCO será basicamente de oferecer Serviços e Produtos, com menos ênfase na “Tecnologia”, portanto, tendo um foco muito mais de SP (Sevice and Product) do que KSP (Knowledge, Service and Product). Ou seja, a interferência do trabalho SPIRAX SARCO nas operações unitárias encontradas, será muito menor que em outros segmentos tradicionais de atuação tais como sucroalcooleiro ou de papel e celulose.

Como implicância prática disto, temos que o conhecimento da “linguagem petroleira” e conhecimento da estrutura organizacional, bem como o acesso e o contato / visitas a outras áreas do tipo Comitê de Conservação de Energia (CICE), Engenharia de Processo e Operação, se tornam tão importante quanto, ou até mais do que possuir um domínio total do balanço térmico de um processo de refino, por exemplo. Obviamente, será muito mais freqüente recebermos uma folha de dados do processo para especificação de um determinado produto / equipamento, do que termos acesso e conhecimento para um trabalho profundo de melhoria no consumo específico de vapor em uma unidade, porém de forma “indireta”, ou “dividindo” o processo em pequenas operações unitárias, poderemos utilizar e fornecer know how para este segmento, que a priori, seria de domínio do cliente.

Certamente não podemos afirmar que não existam oportunidades em áreas tradicionais, como melhoria da qualidade do vapor ou reuso de águas industriais, como poderemos verificar mais adiante.


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INTRODUÇÃO: O MERCADO DO PETRÓLEO

RESERVAS DE PETRÓLEO

Certas condições geológicas especiais determinaram a distribuição do petróleo em nosso planeta de maneira bastante irregular.

Existem no mundo algumas áreas que reuniram características excepcionais da natureza que permitiram o aparecimento do petróleo. O melhor exemplo disso é o Oriente Médio. Lá estão cerca de 65% das reservas mundiais de óleo e 36% das reservas de gás natural.

Confira no quadro abaixo os países que possuem as maiores reservas de óleo e gás natural:

RESERVAS DE ÓLEO % RESERVAS DE GÁS % Arábia Saudita 25,0 Federação Russa 30,5 Iraque 10,7 Irã 14,8 Emirados Árabes Unidos 9,3 Qatar 9,2 Kuwait 9,2 Arábia Saudita 4,1 Irã 8,6 Emirados Árabes Unidos 3,9 Venezuela 7,4 Estados Unidos 3,3 Federação Russa 5,76 Argélia 2,9 Estados Unidos 2,9 Venezuela 2,7 Líbia 2,8 Nigéria 2,3 Nigéria 2,3 Iraque 2,0 China 1,7 Indonésia 1,7 Qatar 1,5 Austrália 1,6 México 1,2 Malásia 1,4 Noruega 1,0 Noruega 1,4 Argélia 0,9 Turcomenistão 1,3 Brasil 0,8 Kasaquistão 1,2

Total no Mundo: 1,04 trilhão de barris 155,78 trilhões de m³

No Brasil, cerca de 85% das reservas estão localizadas na bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro. As bacias sedimentares brasileiras são de três tipos: Interiores: muito extensas e pouco espessas (profundas). Apresentam, hoje, baixa produção de petróleo. Exemplos: Solimões, Amazonas, Paraná e Parnaíba. Rift: estreitas, alongadas, profundas e apresentam produção média de petróleo. Exemplos: Tucano, Recôncavo, Alagoas e Marajó. Marginais: de extensão e profundidades variáveis. São grandes produtoras de petróleo. Exemplos: Campos, Santos, Sergipe e Espírito Santo. O Brasil possui 64 milhões de km² de terrenos sedimentares, 35 bacias sedimentares, sendo que mais de


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90% delas ainda subexploradas. Nos estados do Maranhão e do Pará, apesar de possuírem bacias sedimentares e terem passado por vários processos exploratórios, a presença de petróleo é pouca ou nenhuma.

ESTADO BARRIS POR DIA % Rio de Janeiro 1.253.570 80.550 Rio Grande do Norte 80.572 5.170 Amazonas 56.002 3.600 Bahia 50.483 3.240 Espírito Santo 44.759 2.880 Sergipe 41.647 2.685 Ceará 16.810 1.100 Alagoas 7.214 0.460 Paraná 3.490 0.220 São Paulo 1.585 0.100 TOTAL 1.556.132 100

Depois de um longo período de produção, as reservas de petróleo fatalmente se esgotam. Os prognósticos apontam que, daqui a 15 anos, apenas seis países terão a possibilidade de exportar petróleo: Arábia Saudita, Iraque,

FUTURO

Se para gerar o petróleo nas rochas sedimentares, a natureza levou cerca de 500 milhões de anos e se a humanidade está consumindo de forma acelerada e irresponsável este recurso energético, certamente não haverá tempo suficiente para que a natureza reúna todas as condições necessárias para gerá-lo novamente. Por esse motivo, podemos considerar o petróleo como uma fonte energética não-renovável, isto é, um dia ele vai acabar.

Depois de um longo período de produção, as reservas de petróleo fatalmente se esgotam. Os prognósticos apontam que, daqui a 15 anos, apenas seis países terão a possibilidade de exportar petróleo: Arábia Saudita, Iraque, Kuwait, Emirados Árabes Unidos, Venezuela e México. Isto caso não ocorram descobrimentos de novos campos de petróleo até lá.


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Antes que o petróleo chegue ao fim, certamente serão encontrados substitutos para as necessidades mundiais de energia. Mas não deixa de ser motivo para reflexão o fato de o homem ter esgotado, em dois ou três séculos, o que a natureza levou até centenas de milhões de anos para criar.

HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL

Início

A história do petróleo no Brasil começou no ano de 1858, quando o Marquês de Olinda concedeu a José de Barros Pimentel o direito de extrair betume em terrenos situados nas margens do rio Marau, na Bahia.

Em 1930, depois de vários poços perfurados sem sucesso em alguns estados brasileiros, o engenheiro agrônomo Manoel Inácio Bastos tomou conhecimento que os moradores de Lobato, na Bahia, usavam uma "lama preta", oleosa, para iluminar suas residências.

A partir desta informação, realizou várias pesquisas e coletas de amostras da lama oleosa, contudo não obteve êxito em chamar a atenção de pessoas influentes, sendo considerado "maníaco".

Manoel Inácio Bastos não desistiu e, no ano de 1932, foi recebido pelo presidente Getúlio Vargas, no Rio de Janeiro. Na ocasião, o engenheiro agrônomo entregou ao presidente da Republica um relatório sobre a presença da substância em Lobato.

Conselho Nacional do Petróleo (CNP)

Durante essa década de 30, a questão da nacionalização dos recursos do subsolo entrou na pauta das discussões indicando uma tendência que viria a ser adotada. Em 1938, toda a atividade petrolífera passou, por lei, a ser obrigatoriamente realizada por brasileiros.

Ainda nesse ano, em 29 de abril de 1938, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), para avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo.


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O decreto que instituiu o CNP também declarou de utilidade pública o abastecimento nacional de petróleo e regulou as atividades de importação,

exportação, transporte, distribuição e comércio de petróleo e derivados e o funcionamento da indústria do refino.

Mesmo ainda não localizadas, as jazidas passaram a ser consideradas como patrimônio da União. A criação do CNP marca o início de uma nova fase da história do petróleo no Brasil.

Primeiros Poços: Petróleo em Terras da Bahia

Outro acontecimento marcante foi o descobrimento de petróleo em Lobato, na Bahia, em 1939, realizado pelos pioneiros Oscar Cordeiro e Manoel Inácio Bastos, sob jurisdição do recém-criado Conselho Nacional do Petróleo.

A perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, foi iniciada em 29 de julho do ano anterior. Somente no dia 21 de janeiro de 1939 o petróleo veio à tona. Mesmo sendo considerada subcomercial, a descoberta incentivou novas pesquisas do CNP na região do Recôncavo Baiano.

Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o primeiro a produzir petróleo no Brasil. As descobertas prosseguiram na Bahia, enquanto o CNP estendia seus trabalhos a outros estados. A indústria nacional do petróleo dava seus primeiros passos.

Monopólio

Após as descobertas na Bahia, as perfurações prosseguiam em pequena escala, até que, em 3 de outubro de 1953, depois de uma intensa campanha popular, o presidente Getúlio Vargas assinou a Lei 2004, que instituiu o monopólio estatal da pesquisa e lavra, refino e transporte do petróleo e seus derivados e criou a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras.


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No ano de 1963, o monopólio foi ampliado, abrangendo também as atividades de importação e exportação de petróleo e seus derivados.

Águas Profundas

Um marco na história da Petrobras foi a decisão de explorar petróleo no mar. Em 1968, a companhia iniciou as atividades de prospecção offshore. No ano seguinte, era descoberto o campo de Guaricema, em Sergipe.

Entretanto, foi em Campos, no litoral fluminense, que a Petrobras encontrou a bacia que se tornou a maior produtora de petróleo do país. O campo inicial foi o de Garoupa, em 1974, seguido pelos campos gigantes de Marlim, Albacora, Barracuda e Roncador.

Dos poços iniciais às verdadeiras ilhas de aço que procuram petróleo no fundo do mar, a Petrobras desenvolveu tecnologia de exploração em águas profundas e ultraprofundas - O Brasil está entre os poucos países que dominam todo o ciclo de perfuração submarina em campos situados a mais de dois mil metros de profundidade.

Fim do Monopólio

A flexibilização do monopólio foi outro fato importante da história recente do petróleo no Brasil. No dia 6 de agosto de 1997, o presidente Fernando Henrique Cardoso sancionou a lei 9478 que permitiu a presença de outras empresas para competir com a Petrobras em todos os ramos da atividade petrolífera.

Auto-suficiência

A partir de 2002, a Petrobras ampliou sua área de prospecção, buscando novas frentes exploratórias nas bacias de Santos e Espírito Santo e bacias ainda


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pouco exploradas em suas águas profundas, como as da costa sul da Bahia, Sergipe, Alagoas e da margem equatorial brasileira.

O ano de 2003 é considerado um marco na história da Petrobras. Além do expressivo volume de petróleo descoberto, foram identificadas novas províncias de óleo de excelente qualidade, gás natural e condensado, permitindo que as reservas e a produção da Companhia começasse a mudar para um perfil de maior valor no mercado mundial de petróleo. A produção doméstica de petróleo atingiu a marca de 1,54 milhão de barris por dia em 2003, representando cerca de 91% da demanda de derivados do país.

A meta de produção nacional estabelecida no Plano Estratégico Petrobras 2015 é de 2,3 milhões de barris por dia em 2010. Para isso, serão implantados 15 grandes projetos de produção de petróleo até o ano de 2008.

O ano de 2006 marca a auto-suficiência sustentável do Brasil na produção de petróleo. Com o início das operações da FPSO (Floating Production Storage Offloading) P-50 no campo gigante de Albacora Leste, no norte da Bacia de Campos (RJ), a Petrobras alcançará a marca de dois milhões de barris por dia. É o suficiente para cobrir o consumo do mercado interno de 1,8 milhão de barris diários. A Companhia já alcançou o patamar mais de uma vez. A diferença é que a P-50 consolida o processo sem risco de reversão. É a chamada sustentabilidade. Ao atingir o pico de produção, no terceiro trimestre de 2006, irá sobrar petróleo para exportar.

A previsão é que dos 16 poços produtores - todos eles criteriosamente posicionados no campo de 225 quilômetros quadrados e em lâmina d'água que varia de 955 metros a 1.665 metros - jorrem 180 mil barris de petróleo e seis milhões de metros cúbicos de gás por dia.

A P-50 tem lugar garantido na história petrolífera brasileira. Ela não vai apenas extrair riqueza de um reservatório generoso o bastante para guardar mais de meio bilhão de barris de óleo e 6,9 milhões de metros cúbicos de gás, mas também estampa o selo de excelência da Petrobras num projeto grandioso responsável pela geração de 4.200 empregos diretos e 12.600 indiretos; da operação de gestão de cinco contratos de construção - que incluíam desde a transformação do petroleiro Felipe Camarão, em Cingapura, até a integração do casco convertido em uma plataforma com os módulos montados em diversas partes do mundo (Itália, EUA, Malásia e Brasil no estaleiro Mauá-Jurong, em Niterói) - à exuberância visual da unidade.


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A PETROBRAS

No dia 3 de outubro de 1953, do Palácio do Catete, o presidente Getúlio Vargas enviava mensagem ao povo brasileiro, dando conta de que o Congresso acabara de transformar em lei o plano governamental para a exploração do petróleo. "Constituída com capital, técnica e trabalho exclusivamente brasileiros, a Petrobras resulta de uma firme política nacionalista no terreno econômico", disse o presidente. "É, portanto, com satisfação e orgulho patriótico que hoje sancionei o texto de lei aprovado pelo poder legislativo, que constitui novo marco da nossa independência econômica", concluiu. As bases da política petrolífera nacional se estabeleceram na Lei 2004, que criou a Petróleo Brasileiro S.A - Petrobras.

PERFIL

A Petrobras é uma sociedade anônima de capital aberto que atua de forma integrada e especializada em segmentos relacionados à indústria de óleo, gás e energia.

Líder no mercado nacional e na América Latina, a Petróleo Brasileiro S.A. é uma empresa consciente de sua responsabilidade social e que respeita o meio ambiente.

No contexto de abertura do setor petrolífero brasileiro, a empresa mantém o crescimento e a liderança no País, preparando-se para tornar-se uma companhia de energia com atuação internacional.

ATIVIDADES

A petrobras atua em diversas áreas, entre elas as de abastecimento, exploração e produção, gás e energia, e negócios internacionais. Confira como cada uma delas se insere no sistema Petrobras:

Abastecimento

A Petrobras abastece quase toda a demanda do mercado brasileiro por derivados de petróleo. Um mercado que consome aproximadamente 1,7 milhão


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de barris/dia. A excelência do abastecimento da Petrobras colocou a empresa como a nona maior companhia no setor downstream (refino, transporte e comercialização), segundo avaliação da Petroleum Intelligence Weekly. O termo downstream, na Petrobras, está ligado à boa parte da estrutura operacional: onze refinarias, duas fábricas de fertilizantes, bases, dutos, terminais e navios. Entre os desafios do setor, a Petrobras trabalha para aumentar a produção de diferentes tipos de óleos em suas refinarias e eliminar a dependência da importação. Sempre com a preocupação com a qualidade do produto, a segurança do homem e os cuidados ambientais.

Exploração e Produção

Este setor da Petrobras é responsável pela pesquisa, localização, identificação, desenvolvimento, produção e incorporação de reservas de óleo e gás natural. A Petrobras atua em um padrão de excelência mundial de desenvolvimento e aplicação de tecnologia e produção em águas profundas. Em reconhecimento a este trabalho, a companhia recebeu, por duas vezes, o prêmio mais importante da indústria mundial de petróleo, o Distinguished Achievement Award, oferecido na Offshore Technology Conference (OTC), em 1992 e 2001. Estas atividades, em alinhamento com as orientações corporativas da Petrobras, observam rigorosamente os preceitos de responsabilidade social e de preservação do meio ambiente em todas as localidades onde atua.

Gás e Energia

Novos desafios em Gás e Energia: Com a nova estrutura organizacional da Petrobras, a estratégica área de negócios de Gás & Energia tornou-se responsável pela comercialização do gás natural nacional e importado e pela implantação de projetos, em parceria com o setor privado, que vão garantir a oferta deste combustível em todo o país. O setor de gás natural no Brasil cresceu 1.790% de 1980 a 2004 e hoje responde por 8,9% da matriz energética brasileira. A Petrobras aposta neste crescimento e estima que o combustível chegará a 12% da matriz em 2015. Para isso, a Petrobras dedica esforço permanente junto às distribuidoras de gás e seus clientes, buscando alternativas técnicas e econômicas que ampliem o uso do gás nos segmentos industriais, automotivos, na geração e co-geração de energia. A área de Gás & Energia da Petrobras é responsável por grande parte da estrutura de transporte e comercialização, atuando sempre de maneira segura e ambientalmente correta. Entre todos os combustíveis atualmente disponíveis em larga escala, o gás natural é aquele que se destaca como o mais versátil, econômico e limpo.


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GASODUTOS: Nos próximos cinco anos, US$ 5,2 bilhões serão aplicados na construção de novos gasodutos. Aos atuais 8.860 quilômetros de dutos que estão em operação atualmente, 4.160 quilômetros serão acrescentados à rede. O gás produzido em Urucu, na Amazônia, abastecerá os mercados de Porto Velho e Manaus, além de municípios do interior do Amazonas. O Gasene - ligação do Sudeste ao Nordeste - é formado por três gasodutos que vão integrar o litoral norte do Rio de Janeiro, a partir do terminal de Cabiúnas, a Catu (BA), passando pelo litoral do Espírito Santo, já está com obras de trechos em andamento. No Nordeste, o interior será priorizado, com a implantação da Malha Nordeste, que passará pelos Estados de Bahia, Sergipe, Alagoas, Pernambuco, Paraíba, e Rio Grande do Norte. Grandes cidades da região serão incluídas no mercado consumidor, assim como Campina Grande, cujo gasoduto João Pessoa-Campina Grande foi concluído e já está em operação. A Malha Sudeste está sendo reforçada com o gasoduto Campinas-Rio - que será ramificado para Jacutinga (MG) e Caraguatatuba (SP), além da ampliação da capacidade do Gasbel, que liga o Rio de Janeiro a Belo Horizonte. Na região Sul, o projeto do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, que traria gás natural da Argentina ao Brasil, está suspenso pela atual baixa oferta do combustível naquele país.

Gasodutos Móveis

A Petrobras também investe em empreendimentos que utilizam as tecnologias que viabilizam a distribuição de gás natural em regiões ainda não atendidas por gasodutos - os chamados gasodutos móveis. Através da compressão (gás natural comprimido - GNC) ou liquefação (gás natural liquefeito - GNL) do gás natural é possível obter-se uma significativa redução de seu volume, o que viabiliza seu transporte em carretas especialmente projetadas para tanto. Estas alternativas de transporte de gás permitem a antecipação de mercados para o gás natural, desenvolvendo a cultura da utilização do energético antes da eventual conclusão do gasoduto. Dentre as iniciativas utilizando estas tecnologias destaca-se a Gás Local, joint venture entre a Petrobras e a White Martins, que deverá iniciar a comercialização de GNL em breve. O empreendimento envolve uma planta de liquefação com capacidade de processar 380.000 m3 de gás natural, localizada em Paulínia (SP), ao lado da refinaria da Petrobras, a REPLAN, e o atendimento de pontos de consumo localizados em um raio de até cerca de 900 quilômetros. Assim, a Gás Local prevê o atendimento de clientes no interior de São Paulo, norte do Paraná, sul de Minas Gerais, Goiás e Distrito Federal. ÁREA DE NEGÓCIOS INTERNACIONAL (ANI): A Petrobras desenvolve diversas atividades no exterior, como exploração, compra e venda de petróleo, tecnologias, equipamentos, materiais e serviços, recrutamento de pessoal especializado, afretamento de navios, apoio em eventos internacionais, entre outros. A companhia está


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associada às maiores empresas de petróleo do mundo, fazendo-se presente em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Cazaquistão, Estados Unidos, Guiné Equatorial, Nigéria e Trinidad e Tobago.

Transporte e Refino

Após a extração dos poços, o petróleo é transferido por oleodutos ou navios petroleiros até terminais marítimos. Desses portos, o produto é transportados para as refinarias para a obtenção dos derivados. A Transpetro (Petrobras Transportes S.A.) é a empresa subsidiária da Petrobras responsável pelas atividades de transporte e armazenamento.

Distribuição

Nesta etapa, o derivado do petróleo chega até o consumidor. Esta atividade abrange da aquisição do produto até sua comercialização e controle de qualidade. A Petrobras Distribuidora é a responsável por prestar esse serviço. A subsidiária conta com uma rede de mais de sete mil postos, em todo o território nacional. A maior distribuidora do Brasil está presente em diversos segmentos: automotivo, marítimo, ferroviário e aviação, com produtos voltados para as mais diferentes aplicações. No quesito controle de qualidade, o programa "De Olho no Combustível" é o mais completo do país, incluindo 11requisitos para a certificação dos postos Petrobras.

PESQUISA E TECNOLOGIA NA PETROBRAS


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Dentro deste tema basta apenas destacar que em 1992, 1% do faturamento bruto da Companhia passou a ser destinado ao Cenpes (Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Americo Miguez de Mello), o que colocou a Petrobras no rol das companhias que mais investem em pesquisa e desenvolvimento no mundo.

Para se ter uma idéia, o Cenpes dispõe de 150 laboratórios e 30 unidades-piloto, onde atuam 1.565 técnicos, sendo 350 mestres e 130 doutores.

Encontra-se atualmente em fase inicial de construção a ampliação do CENPES, ou o CENPES II, possibilitando o surgimento e o crescimento de novos negócios, num espaço de 183 mil metros quadrados localizado também na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro

EMPRESAS DO GRUPO PETROBRAS

Como as grandes empresas internacionais de petróleo, a Petrobras também atua por meio de empresas subsidiárias, controladas e coligadas. Essas empresas foram criadas por necessidades diretas da própria indústria do petróleo, ou para atender a exigências do desenvolvimento do Brasil. Assim, aos poucos, foi tomando corpo o que, na década de 70, passou a ser conhecido como o Sistema Petrobras, que já chegou a reunir quase 150 empresas nos ramos petroquímico, de fertilizantes, distribuição, comércio internacional, reparos navais e transporte. Posteriormente, procurou-se racionalizar o sistema, com fusões e alienação de empresas ou de participações. Hoje, o Sistema Petrobras é formado por subsidiárias (Petrobras Distribuidora, Transpetro, Gaspetro e Petroquisa) e algumas controladas e coligadas.

Petrobras Química (PETROQUISA)

A Petroquisa surgiu em 1967, para viabilizar a indústria petroquímica brasileira, porque, até então, o país importava todos os produtos petroquímicos básicos. A subsidiária participa em sociedades que têm por objetivo a fabricação,


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comércio, distribuição, transporte, importação e exportação de produtos das indústrias química e petroquímica. Implantou os três pólos petroquímicos brasileiros (São Paulo, Bahia e Rio Grande do Sul), um pólo cloroquímico (Alagoas) e unidades petroquímicas em Pernambuco e no Rio de Janeiro. A atuação da Petroquisa tem permitido que o Brasil seja auto-suficiente em produtos petroquímicos básicos, intermediários e finais. A Petroquisa participa hoje do capital das três centrais petroquímicas (Copene, Copesul e Petroquímica União) e em empresas de segunda geração.

Petrobras Distribuidora

Criada em 1971, opera na distribuição e comercialização de produtos e derivados de petróleo, álcool e outros combustíveis. Seja nos mais de sete mil postos de serviço, com sua arquitetura futurista, ou nas balsas que abastecem a Amazônia, é a única empresa do setor que atua em todo o território nacional, levando derivados aos mais longínquos pontos do Brasil. A Distribuidora atua em um mercado muito competitivo, com dezenas de concorrentes, e se destaca por manter a liderança na comercialização dos principais produtos, com participação de cerca de 33% do mercado. A maior distribuidora do Brasil está presente em diversos segmentos da indústria: automotivo, marítimo, ferroviário e na aviação.

Petrobras Gás (GASPETRO)

A empresa funciona como holding para investimentos no transporte de gás natural, além de deter participações minoritárias em projetos de geração de energia e cabos de fibra óptica. Esta subsidiária surgiu em maio de 1998, após a alteração da razão social da Petrobras Fertilizantes (Petrofertil) - a subsidiária criada em 1976 teve suas participações em empresas do ramo de fertilizantes privatizadas. O objetivo da Gaspetro passou a ser a produção, o comércio, a importação, a exportação, a armazenagem, o transporte e a distribuição de gás natural, de gás liquefeito de petróleo e de gases raros de quaisquer origens; de fertilizantes, suas matérias-primas e produtos correlatos; de energia termoelétrica; de sinais de dados, voz e imagem por meio de sistemas de comunicação por cabo e rádio; bem como a prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados a tais atividades. Atualmente, o projeto mais importante da Gaspetro é o desenvolvimento e operação do gasoduto Bolívia-Brasil.


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Petrobras Transporte (TRANSPETRO)

É a mais jovem das subsidiárias, criada em 1998. Entre suas atribuições estão as atividades de transporte marítimo do Sistema Petrobras, podendo também prestar serviços de transporte a terceiros. Com a gradativa integração da Frota Nacional de Petroleiros (Fronape), a Transpetro opera no transporte e armazenagem de granéis, petróleo, derivados e de gás, por meio de dutos, terminais ou embarcações próprias ou de terceiros. Além disso, também tem por objetivos construir e operar novos dutos, terminais ou embarcações, mediante associação com outras empresas. Outra atribuição é o transporte de sinais, dados, voz e imagem associados às suas atividades-fim.

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda.

A empresa tem como objetivos a comercialização dos blocos de energia elétrica contratados pela Petrobras, bem como a prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados a essas atividades. A subsidiária tem como sócias a Petrobras e a Petrobras Gás S.A. (Gaspetro), com 99% e 1% de participação, respectivamente.

Demais Empresas Controladas ou Coligadas

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A., Petrobras International Finance Company (PIFCO), Downstream Participações S.A.

PETROBRAS EM NÚMEROS

Dados Referntes ao ano de 2004 Receitas Líquidas (R$ milhões)

R$ 136,605

Lucro Líquido (R$ milhões)

R$ 23,725

Investimentos (em bilhões de Reais) R$ 22,9

Acionistas 170,060

Exploração 64 sondas de perfuração (42 marítimas)

Reservas (Critério SEC)11,77 bilhões de barris de óleo e gás equivalente


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(boe)

Poços Produtores 14,061 (1.258 marítimos) Plataformas em Produção 2005

97 (73 fixas; 24 flutuantes)

Produção (média diária dez/2005)

1.847 mil barris por dia - bpd de petróleo e LGN 370 mil barris de gás natural / Exterior 260 mil /dia

Refinarias 16 (cinco no exterior) Paulínia - Replan (SP) Landulpho Alves - Rlam (BA) Duque de Caxias - Reduc (RJ) Henrique Lage - Revap (SP) Alberto Pasqualini - Refap (RS) Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) Pres. Bernardes - RPBC (SP) Gabriel Passos - Regap (MG) Manaus - Reman (AM) Capuava - Recap (SP) Fortaleza - Lubnor (CE) Gualberto Villarrolel - Bolívia Guilhermo Elder Bell - Bolívia Ricardo Eliçabe - Argentina San Lorenzo - Argentina Del Norte - Argentina

Rendimento das Refinarias

1,839 milhão barris por dia (bpd)

Dutos 30.343 km

Frota de Navios 125 (50 de propriedade da Petrobras)

Postos 66.933 Ativos (766 próprios)

Fertilizantes 3 Fábricas:

1.852 toneladas métricas de amônia

1.598 toneladas métricas de uréia

INVESTIMENTOS PETROBRAS

A legislação brasileira, através da Resolução 315 do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA), de 2002, estabelece um índice máximo de 50 ppm de enxofre na gasolina e 50 ou 500 ppm no diesel combustíveis para 2009, o que vem trazendo uma grande movimentação nas refinarias com investimentos pesados em todas as unidades, através de novas unidades de processo de Tratamento.

Dentro do Plano de Negócios do Abastecimento da Petrobras 2007 – 2011, US$ 4,4 bilhões serão para a melhoria da qualidade dos derivados – US$ 2,7 bi da


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gasolina e US$1,7 bi do diesel nas refinarias existentes. Este investimento é 33% maior que os US$ 3,3 bilhões do período 2006-2010.

Apenas para efeito de visualização da quantidade de projetos, vide figura abaixo:


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O PETRÓLEO

O QUE É O PETRÓLEO

O Petróleo é uma mistura de Hidrocarbonetos composta de diversos tipos de moléculas formadas por átomos de Hidrogênio e Carbono e, em menor parte, de Oxigênio, Nitrogênio e Enxofre, combinados de forma variável, conferindo características diferenciadas aos diversos tipos de crus encontrados na natureza:

Outra característica do petróleo é apresentar densidade menor do que a água. Sendo assim, o petróleo, e mesmo suas frações, podem ser caracterizadas pelo grau de densidade API (ºAPI), do American Petroleum Institute, definida por:

A densidade específica do material é calculada tendo-se como referência a água. Obviamente, quanto maior o valor de °API, mais leve é o composto. Por exemplo:


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Dessa forma, uma amostra de petróleo pode ser classificada segundo o grau de densidade API, como segue:

• Petróleos Leves: acima de 30°API ( < 0,72 g / cm3 );

• Petróleos Médios: entre 21 e 30°API;

• Petróleos Pesados: abaixo de 21°API ( > 0,92 g / cm3 ).

Segundo o teor de enxofre da amostra, tem-se a seguinte classificação para o óleo bruto:

• Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 0,5 % de sua massa;

• Petróleos “Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5 % em massa.

E também, segundo a razão dos componentes químicos presentes no óleo, pode-se estabelecer a seguinte classificação:

•

Base Parafínica – Constituído por cadeias abertas ou parafínicas

• Produzem bons lubrificantes, querosenes e óleo Diesel

Base Naftênica – Conhecidos por asfálticos (Ciclo alcanos)

• Produzem gasolina de boa qualidade, mas óleo diesel e querosene necessitam de tratamento

Base Aromática – Constituído por compostos aromáticos

• Produzem gasolina de alta qualidade ( Alto poder anti-detonante)

• Intermediários de baixa qualidade necessitando tratamentos adicionais

Tanto a composição química (de base parafínica, naftênica ou aromática) quanto a aparência do petróleo variam. O aspecto pode ser viscoso, com tonalidades que vão do castanho-escuro ao preto, passando pelo verde, ou fluido e de cor clara.


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ORIGEM

O "óleo da pedra" (do latim petro: pedra + oleum: óleo) é um produto da ação da natureza, que vem sendo formado há milhões de anos através da decomposição do material orgânico depositado no fundo de antigos mares e lagos.

Estima-se que as jazidas petrolíferas mais novas têm menos de dois milhões de anos, enquanto as mais antigas estão em reservatórios com cerca de 500 milhões de anos.

Segundo os geólogos, com o passar do tempo, outras camadas foram se depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação de bactérias, do calor e da pressão, causados por esse empilhamento de novas camadas rochosas, transformou aquela matéria orgânica em petróleo. Ao contrário do que muita gente acredita, numa jazida, o petróleo, normalmente, não se encontra sob a forma de bolsões ou lençóis subterrâneos, mas nos poros ou fraturas das rochas, o que pode ser comparado à imagem de uma esponja encharcada de água. A existência de uma bacia sedimentar é indispensável para o processo de formação do petróleo - o material orgânico depositado nas depressões da crosta terrestre se transformou em rochas sedimentares, no decorrer de milhões de anos. O petróleo migra através de rochas porosas e permeáveis (arenitos) em direção a áreas com menor pressão, até encontrar uma camada impermeável que bloqueia o escapamento para a superfície (rochas selantes ou trapas). Nesses depósitos naturais, o gás fica retido nas partes mais altas e o óleo nas partes mais baixas. As rochas-reservatórios podem estar localizados próximos a superfície ou em profundidades maiores que cinco mil metros. Os geólogos, entretanto, acreditam que grande parte do petróleo gerado se perdeu na superfície, por falta dos obstáculos naturais. Essas exsudações, ou vazamentos, explicam a razão pela qual alguns povos antigos já conheciam e utilizavam o petróleo em sua forma natural, 4.000 anos antes de Cristo. Nos países árabes, onde hoje se concentra a maior produção de petróleo do mundo, esse mineral foi usado na construção das pirâmides, na conservação das múmias e como combustível nos dardos incendiários nas grandes batalhas. Também os antigos habitantes da América do Sul, como os Incas, utilizavam o produto na pavimentação das estradas do seu grandioso império. Outros usos do petróleo foram: calafetar embarcações, impermeabilização, pintura e


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cerâmica. Sua primeira aplicação em larga escala foi na iluminação das casas e das cidades, substituindo o óleo de baleia. Com o tempo, passou também a ser empregado nas indústrias, no lugar do carvão. Contudo, um acontecimento notável fez do petróleo o combustível que move o mundo: a invenção dos motores a gasolina, que passaram a movimentar os veículos, até então puxados por tração animal ou movidos a vapor. E assim a vida, os hábitos e os costumes foram se transformando, conduzidos pelas inovações que o petróleo proporcionou com seus inúmeros derivados, até chegar aos dias atuais, quando se tornou um produto indispensável à vida moderna.

DERIVADOS DO PETRÓLEO

Os derivados do petróleo são obtidos em processos básicos de refinação que serão detalhados mais adiante. Tanto são originados produtos acabados quanto componentes que entrarão na transformação e acabamento de outros.

Os produtos derivados do petróleo podem ser reunidos nos seguintes grupos:

• COMBUSTÍVEIS: Gasolinas, Gás Natural e GLP, Óleo diesel, Óleo combustível, Querosene de aviação, Bunker (combustíveis marítimos);

• LUBRIFICANTES: Óleos lubrificantes minerais, Óleos lubrificantes graxos, Óleos lubrificantes sintéticos, Composição betuminosa;

• INSUMOS PARA A PETROQUÍMICA: Nafta, Gasóleo;

• ESPECIAIS: Solventes, Parafinas, Asfalto, Coque.

O BIODIESEL

O Brasil apresenta ampla possibilidade de desenvolvimento de diversas oleaginosas por ser um país com clima favorável e com disponibilidade de água e terras, enquanto, outros países não possuem essa vantagem estratégica.


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Nosso país tem 90 milhões de hectares de terras cultiváveis sem qualquer impacto às florestas reservadas. Por outro lado, o Brasil é pioneiro na produção de biocombustíveis pela sua experiência com o Proálcool que, hoje, é uma referência mundial.

O grande potencial de cultivo de oleaginosas permite a utilização de diferentes espécies apropriadas para cada região e época do ano em que se precise ou se deseje cultivar. A maioria dessas oleaginosas pode ser aproveitada também para fins alimentícios e outros, como é o caso do algodão. É possível, inclusive, utilizar muitas oleaginosas em consórcio com outras culturas alimentícias e com a própria cana-de-açúcar, a base para a produção de álcool.

Tecnologia da Petrobras na Produção de Biodiesel

A Petrobras realizou na década de 80 estudos sobre a transformação de óleos vegetais em biodiesel e sua utilização no desempenho de motores estacionários e em frotas cativas no Rio de Janeiro.

No início da década de 90, o tema biodiesel ressurgiu na Europa e América, onde o mesmo passou a ser produzido e misturado ao diesel mineral (Bx) ou usado puro (B100). A produção de biodiesel nesses países foi apoiada em três argumentos: questões ambientais, visando a redução da emissão de gases de efeito estufa, geração de empregos no campo e segurança no fornecimento de combustíveis. Este movimento estimulou diversas instituições de pesquisa no Brasil a realizarem novos estudos sobre o tema.

Mais uma vez, a Petrobras, por intermédio de seu Centro de Pesquisas (CENPES), buscou a inovação tecnológica para a produção de biodiesel com eficiência e economicidade. Em 2001, depositou um pedido de patente caracterizada, de forma inédita, pela obtenção direta de biodiesel a partir da semente de oleaginosas, que foi publicado pelo INPI em agosto de 2003.

A tabela abaixo apresenta algumas características de oleaginosas brasileiras, que podem ser utilizadas para a produção de biodiesel.


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Entre estas a Petrobras priorizou o trabalho com a mamona devido a:

o Rusticidade, cultivável em várias regiões do país sendo pouco exigente em solo e água;

o Ser cultura não comestível, intensiva em mão de obra;

o Diversas regiões do País têm experiência em seu cultivo;

o Permitir consórcio com diversas outras culturas alimentícias;

o Contribuir para a recuperação do solo;

o Ser totalmente aproveitável, a saber:

Semente: biodiesel, glicerina, álcool e adubo;

Folhas: criação de bicho da seda;

Flor: produção de mel;

Caule: uso como lenha e celulose;

Casca do fruto: adubo orgânico rico em NPK.

Vantagens do Processo Petrobras

Este processo desenvolvido pela Petrobras tem ganhos significativos em relação ao usado atualmente, visto que;

• Promove a reação de transesterificação (reação do óleo com o álcool) já a partir da semente, em temperatura e pressão moderadas, com economia de equipamentos e energia em relação ao processo convencional que parte do óleo;

• Emprega como álcool o etanol, tipicamente brasileiro e renovável, em substituição ao metanol.

Situação dos estudos do Processo Petrobras

Já foi comprovada, em laboratório, a viabilidade para a produção do biodiesel a partir da mamona, girassol, amendoim, soja, gergelim, linhaça e outras oleaginosas.


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Continuam os testes em laboratório quanto a viabilidade de sua aplicação para outras oleaginosas abundantes em certas regiões, como dendê e babaçu, ou ainda mais promissoras como pinhão manso, nabo forrageiro e cramber.

Está em estudo também o aproveitamento dos co-produtos, sobretudo da glicerina (como matéria-prima e para adição ao petróleo) e da polpa (para produção de álcool, além da utilização como ração e/ou adubo).

Está em fase de instalação uma unidade piloto com capacidade de processar 10 kg de semente por batelada. O biodiesel produzido será empregado em testes de motores em bancada e em veículos a diesel. Os co-produtos (casca, polpa e glicerina) serão empregados na formulação de fertilizantes (NPK), fermentação para produção de álcool e desenvolvimento de aditivos para lama de perfuração, respectivamente.

Com o objetivo de consolidar as tecnologias desenvolvidas pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), duas unidades semi-industriais de produção de biodiesel foram inauguradas em Guamaré (RN), em maio de 2006.

A diferença entre as duas unidades está na tecnologia e na capacidade de produção de biodiesel. Uma das usinas experimentais utiliza tecnologia convencional e fabrica biodiesel a partir de óleos vegetais. Esta unidade pode produzir diariamente até 600 litros de biodiesel e será ampliada em breve para 20 mil litros/dia. A outra, com tecnologia desenvolvida pela Petrobras, produz biodiesel diretamente dos grãos, utiliza etanol como reagente e já pode atingir a produção de 5.000 litros de biodiesel por dia.

Nas duas unidades, a Petrobras está priorizando o desenvolvimento da tecnologia nacional para a produção de biodiesel a partir de óleo de mamona puro ou em mistura com outros óleos. Ambos os processos geram como subproduto, a glicerina, que possui muitas aplicações industriais.

Até o momento, são cultivados 3.000 hectares de mamona e 10.000 hectares de girassol. A produção de oleaginosas para essas duas unidades experimentais de biodiesel gera emprego e renda para, aproximadamente, 2.500 famílias de agricultores.

Usinas de biodiesel da Petrobras

A Petrobras está desenvolvendo seus três primeiros projetos de produção industrial de biodiesel em Candeias (BA), Montes Claros (MG) e Quixadá (CE). O biodiesel será produzido a partir de vários óleos vegetais e gordura animal, e cada usina terá capacidade para produzir até 57 milhões de litros anualmente, com início de produção previsto para final de 2007. O objetivo destas unidades


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é atender a demanda da BR Distribuidora no Nordeste. Hoje, mais de 4 mil postos BR em todo o Brasil comercializam biodiesel.

O suprimento de matéria-prima para a produção de biodiesel a partir da agricultura familiar será priorizado pela Petrobras, pelo menos na quantidade necessária para a obtenção do Selo Combustível Social (conjunto de medidas estabelecidas pelo Governo Federal para estimular a inclusão social da agricultura familiar na cadeia produtiva de biodiesel). A proposta é contribuir para o fortalecimento dos agricultores e suas cooperativas, estimulando o aumento da produção e da produtividade de mamona, algodão, dendê e, futuramente, outras oleaginosas como o girassol, o amendoim e o pinhão manso.

Para tanto, já iniciaram as negociações com organizações locais e nacionais representativas da agricultura familiar. Também está em articulação com o Ministério de Desenvolvimento Agrário e Secretarias de Agricultura Estaduais e Municipais projeto para o desenvolvimento da cadeia produtiva de oleaginosas nas proximidades das usinas. O Banco do Brasil e o Banco do Nordeste do Brasil (BNB) estão participando deste processo para garantir o financiamento. Já a Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (EMBRAPA) e outros órgãos de desenvolvimento, como a Comissão Executiva do Plano da Lavoura Cacaueira (CEPLAC) da Bahia, estão contribuindo com a tecnologia agrícola. Apenas nas três primeiras unidades de biodiesel da Petrobras cerca de 70 mil famílias de agricultores poderão ter emprego e renda.

Na Região Sul, também há investimento em biodiesel. Em outubro de 2006, a Petrobras e a Petrobras Distribuidora assinaram em Palmeira das Missões e Bagé, no Rio Grande do Sul, dois Memorandos de Entendimentos para projetos de implantação de unidades de produção de biodiesel. O primeiro foi firmado com a Cooperbio (Cooperativa Mista de Produção, Industrialização e Comercialização de Biocombustíveis do Brasil) e o segundo com a Biopampa (Cooperativa de Biocombustíveis da Região do Pampa Gaúcho) e o Frigorífico Mercosul Ltda.

As cooperativas são formadas por pequenos e médios agricultores, além de assentados da reforma agrária do estado. São aproximadamente 80 mil famílias que poderão cultivar e fornecer o insumo obtido de oleaginosas (girassol, canola, mamona, soja, amendoim, entre outros) para duas usinas de biodiesel que deverão ser instaladas nas regiões sul (Biopampa) e noroeste (Cooperbio) do Rio Grande do Sul. O Frigorífico Mercosul S.A. tem interesse em participar da sociedade e fornecer sebo animal como matéria-prima para as usinas.

Os memorandos marcam o início da segunda fase dos estudos de viabilidade técnica e econômica para a implantação de duas usinas de produção de biodiesel na Região Sul. A primeira etapa dos projetos consistiu da análise do


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potencial regional para implantação das unidades industriais, que foi estudada no âmbito do Protocolo de Intenções assinado em maio do ano passado com as cooperativas.

O investimento em cada projeto é estimado em cerca de R$ 100 milhões e cada planta poderá produzir 100 mil toneladas de biodiesel por ano. A Petrobras Distribuidora participa como principal compradora do produto a preço de mercado. Este papel é fundamental para a viabilização do negócio.

A Petrobras ainda analisa diversos projetos em outras regiões do Brasil para garantir que, em 2011, a empresa esteja produzindo 855 milhões de litros de biodiesel por ano, conforme seu Plano de Negócios 2007/2011. Os projetos em análise serão realizados em parceria com diferentes investidores, desde grandes grupos econômicos a cooperativas de trabalhadores rurais.

Tabela Resumo – Unidades de Biodiesel da Petrobras:

O H-BIO

A preocupação mundial com o desenvolvimento sustentável evidenciou a necessidade da definição de limites de emissão para as tecnologias automotivas. Desde então, pesquisadores têm buscado a produção de combustíveis menos poluentes, economicamente viáveis e de origem renovável para alcançar as melhorias ambientais desejadas. Neste sentido, o processo


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HBIO contribui para a produção de óleo diesel usando uma parcela de matéria-prima renovável.

H-BIO ou HBIO é um processo desenvolvido e patenteado pela Petrobras (PETRÓLEO BRASILEIRO S/A) constituído pela hidrogenólise (decomposição por hidrogênio) ocorrida através do co-processamento de triglicérides, principais constituintes de óleos vegetais e gorduras animais, em unidades de hidrotratamento de óleo diesel. A reação ocorre em presença de hidrogênio (daí o "H" do H-BIO), elevada pressão e temperatura, além de catalisador metálico.

No desenvolvimento desta tecnologia foram testados em planta piloto diferentes óleos vegetais, tais como soja e mamona, em diferentes condições de operação, que evidenciaram as vantagens do processo onde se destaca o alto rendimento, de pelo menos 95% v/v, em diesel sem a geração de resíduos e uma pequena produção de propano. Para cada 100 litros de óleo de soja processados, são produzidos 96 litros de óleo diesel e 2,2 Nm3 de propano.

Diante disso, a área de Refino do Abastecimento da Petrobras está realizando testes industriais, usando até 10% em volume de óleo de soja na carga do HDT, que demonstram a adequação e a flexibilidade da tecnologia.

O processo envolve uma hidroconversão catalítica da mistura de frações de diesel e óleo de origem renovável, em um reator de HDT, sob condições controladas de alta temperatura e pressão de hidrogênio. Assim, o óleo vegetal é transformado em hidrocarbonetos parafínicos lineares, similares aos existentes no óleo diesel de petróleo. Esses compostos contribuem para a melhoria da qualidade do óleo diesel final, destacando-se o aumento do número de cetano, que garante melhor qualidade de ignição, e a redução da densidade e do teor de enxofre. O benefício na qualidade final do produto é proporcional ao volume de óleo vegetal usado no processo. Apesar da utilização de fontes renováveis (óleo vegetal), o H-BIO não é capaz de reduzir as emissões de monóxido de carbono (CO) e material particulado,a chamada “fumaça negra” dos veículos diesel.


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Processo H-bio em um esquema típico de refinaria segue basicamente a figura abaixo:

Embora seja uma forma de produção de combustível a partir de biomassa e assim constituindo a produção de um biocombustível, o processo HBIO não deve ser confundido com biodiesel, um produto com propriedades semelhantes ao óleo diesel mineral, o qual constitui-se numa mistura de mono-alquil ésteres de ácidos graxos, resultado da reação de ácidos graxos com metanol ou, mais raramente, de etanol (reação de esterificação) ou, mais comumente, reação de triglicerídeos presentes em óleos vegetais e gorduras com metanol ou, mais raramente, etanol (reação de transesterificação).

O H-BIO apresenta uma grande vantagem econômica no aspecto de integração de biocombustíveis na cadeia de produção de combustíveis fosseis, pois ao necessitar apenas do óleo vegetal puro como insumo biológico e empregá-lo na própria refinaria, o seu produtor dispensa o serviço das usinas de esterificação/transesterificação para a produção de biodiesel.

A produção de biodiesel puro (B100) pela tradicional rota por transesterificação e a produção de diesel com uso de óleo vegetal em Unidade de HDT produzem combustíveis de estrutura molecular diferentes. O biodiesel puro possui especificação própria legislada pela ANP. Porém, tanto a mistura B2 (2% de biodiesel adicionado ao diesel de petróleo), autorizada para uso no Brasil conforme Lei 11.097/2005 quanto o diesel produzido pelo processo H-BIO, deverão atender a Resolução da ANP exigida para a comercialização de óleo diesel. Por outro lado, não há como certificar no produto final a porcentagem de matéria biológica, a fim de atender às metas de substituição de combustíveis fósseis por biocombustíveis (B2, B5 e assim sucessivamente).


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A tecnologia H-BIO da Petrobras introduz uma nova rota para a produção de biocombustíveis complementar ao Programa Brasileiro de Biodiesel, em pleno desenvolvimento, para no futuro ampliar a utilização de biomassa na matriz energética do país, gerando benefícios ambientais e de inclusão social.

Cronograma para o H-bio

Inédito no mundo, o processo HBIO, deverá entrar em operação, até o final de 2007, na refinaria Gabriel Passos (REGAP), em Betim, Minas Gerais; Presidente Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária, Paraná; Alberto Pasqualini (REFAP), em Canoas, Rio Grande do Sul e na Refinaria de Paulinia (REPLAN), em Paulínia.

De acordo com este cronograma, o projeto prevê, até dezembro de 2007, a redução nas importações de óleo diesel convencional em até 10%, com a expectativa de aproveitamento de 256 milhões de litros de óleo vegetal.

Estima-se a implantação do processo em oito refinarias, até 2011, com um consumo anual de 1.033 milhões de litros de óleo vegetal, o que corresponde a aproximadamente 35% do volume de óleo de soja exportado em 2005.

Ao contrário do biodiesel, que necessita da construção de unidades especificas para sua produção, no caso do diesel obtido pelo processo HBIO são


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necessárias apenas pequenas adaptações nas refinarias já existentes, o que torna essa tecnologia além de inovadora, ainda mais econômica.

O HBIO será um complemento à produção de diesel convencional, com a vantagem de manter as mesmas características do combustível derivado de petróleo, porém com teor de enxofre muito menor. A utilização de óleos vegetais também garante uma maior performance de ignição dos motores.

PARÂMETROS PARA COMERCIALIZAÇÃO

Faz-se importante abordarmos a questão destes parâmetros, pois muitas vezes estarão ligados direta ou indiretamente ao processo de aquecimento, ou mesmo de filtragem e portanto, são pontos essenciais de abordagem para viabilização de trabalhos técnicos.

Os derivados do petróleo comercializados devem atender determinados parâmetros relacionados a combustão, escoamento, estabilidade química e térmica, poluição e corrosão.

COMBUSTÃO: de acordo com o processo de utilização, os produtos devem possuir facilidade de queima, sem produzir resíduos nem fuligens.

OS PARÂMETROS RELACIONADOS A CADA PRODUTO SÃO: octano (gasolina), cetano (diesel), luminômetro (querosene e aviação), ponto de fuligem (querosene de iluminação), poder calorífico (querosene de aviação e óleo combustível).

ESCOAMENTO: o produto deve possuir facilidade de transporte a baixas temperaturas. A análise leva em conta ponto de congelamento (querosene de aviação), ponto de névoa e ponto de entupimento (diesel) e ponto de fluidez (lubrificantes e óleos combustíveis).

ESTABILIDADE QUÍMICA E TÉRMICA: esta especificação verifica a facilidade que o produto tem de reagir, degradando-se e formando resíduos por oxidação ou na combustão.

OS PARÂMETROS DESSA ANÁLISE SÃO: teor de gomas (gasolina), teor de gomas e hidrocarbonetos aromáticos (querosene de aviação) e teor de compostos nitrogenados e resíduos de carbono (diesel)

POLUIÇÃO E CORROSÃO: análise das partículas poluidoras e corrosivas expelidas por quase todos os derivados. Os itens verificados são o teor de enxofre e a corrosividade. Os valores obtidos atendem a normas estabelecidas e visam preservar o meio-ambiente e a vida-útil dos equipamentos..


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Em suma, podemos dizer que um derivado somente apresentará um bom desempenho sem agredir o meio ambiente, quando existir compromisso de responsabilidade entre o refinador, fabricante do equipamento e usuário.

A CADEIA PETROQUÍMICA

Ao deixar a refinaria, os derivados de petróleo movimentam uma cadeia de indústrias petroquímicas que tradicionalmente se instalam ao redor da mesma e são conhecidas basicamente por indústria da 1ª Geração, tal como Braskem, PQU e Copesul, que basicamente fornecem matéria-prima do tipo Etileno, Propileno, Benzeno, Resíduos Aromáticos e Outros, para as indústrias da 2ª geração, que geram matéria-prima para transformação utilizada por exemplo em empresas de plástico e outros produtos acabados.

Um exemplo disto pode ser observado na figura a seguir, que mostra a cadeia produtiva no Pólo Petroquímico de Mauá, em Capuava – SP:


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O PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO

Utilizando-se da linguagem habitualmente utilizada, o processo é basicamente dividido em Upstream (Exploração e Produção) e Downstream (Refino, Armazenagem e Distribuição), confirme figura abaixo:

UPSTREAM

Exploração e Produção, ou Upstream, inclui os seguintes processos

• Exploração;

• Perfuração: Sondas e Plataformas;

• Produção.

Em resumo, os segmentos básicos da indústria do petróleo estão interligados conforme mostrado no diagrama abaixo:


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A seguir, veremos comum pouco mais de detalhes, cada uma destas áreas.

EXPLORAÇÃO

O ponto de partida na busca do petróleo é a exploração que realiza os estudos preliminares para a localização de uma jazida. Para identificar o petróleo nos poros das rochas e decidir a melhor forma de extraí-lo das grandes profundidades na terra e no mar, o homem utiliza os conhecimentos de duas ciências: a Geologia e a Geofísica.

A Geologia realiza estudos na superfície que permitem um exame detalhado das camadas de rochas onde possa haver acumulação de petróleo. A Geofísica, mediante o emprego de certos princípios da física, faz uma verdadeira radiografia do subsolo.

Um dos métodos mais utilizados por essa ciência é o da sísmica, que compreende verdadeiros terremotos artificiais, provocados, quase sempre, por meio de explosivos, produzindo ondas que se chocam contra a crosta terrestre e voltam a superfície, sendo captadas por instrumentos que registram determinadas informações sobre o subsolo.


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Após o conhecimento adquirido por essas duas ciências, os pesquisadores montam um painel de conhecimentos sobre a espessura, profundidade e comportamento das camadas das rochas sedimentares que é o refúgio do petróleo e do gás. Esses conhecimentos levam à definição do melhor ponto para que possa haver a perfuração do solo, embora ainda não seja possível nesta fase afirmar com segurança se há petróleo no subsolo.

PERFURAÇÃO: SONDAS E PLATAFORMAS

A perfuração é a segunda etapa na busca de petróleo. Ela ocorre em locais previamente determinados pelas pesquisas geológicas e geofísicas. Para realizá-la, perfura-se um poço - o pioneiro - mediante o uso de uma sonda.

Comprovada a existência do petróleo, outros poços serão perfurados para se avaliar a extensão da jazida. Essa informação é que vai determinar se é comercialmente viável ou não, produzir o petróleo descoberto.

Caso a análise seja positiva, o número de poços perfurados forma um campo de petróleo - poço de desenvolvimento. Como o tempo de vida útil de um campo de petróleo é de cerca de 30 anos, a extração é feita de forma racional para que esse período não seja reduzido.

Para cada 100 poços exploratórios perfurados em busca de petróleo e gás natural, a Petrobras obteve no período 2003/2005 índices de sucesso maiores do que 40%, superiores à média mundial, que fica em torno de 20%.

O Brasil domina a tecnologia de perfuração submarina em águas profundas - acima de 400 metros- e ultraprofundas - acima de 2.000 metros-, sendo o recorde nacional um poço exploratório perfurado em lâmina d'água de 2.853 metros, no mar da Bacia de Campos.


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Sondas

As sondas utilizadas na perfuração de poços de petróleo são classificadas de acordo com sua utilização como terrestres ou marítimas.

Se a perfuração ocorrer em terra - conhecida como onshore -, o equipamento utilizado possui brocas que giram para romper a rocha, trazendo até a superfície o material extraído do subsolo.

As sondas de perfuração terrestres são muito semelhantes. Uma das variáveis é o transporte para chegar ao local a ser perfurado: nos de fácil acesso, é feito por estradas, enquanto que nos mais difíceis, como, por exemplo, ilhas ou florestas, há a necessidade de embarcações ou helicópteros.

O sistema de perfuração marítima, offshore, segue os mesmos moldes da terrestre, contudo, as sondas marítimas diferem entre si por se adequarem às


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diferentes profundidades em que atuam. Esses equipamentos são instalados em plataformas fixas, móveis ou sobre navios.

Plataformas Fixas

São instaladas em campos localizados em lâminas d'água de até 200 metros. Elas possuem a vantagem de serem completamente estáveis até nas piores condições do mar.

Em todo o mundo, essas plataformas utilizam, com maior freqüência, estruturas moduladas de aço - a outra opção é o concreto. A instalação dos equipamentos no local de operação é feita com estacas cravadas no solo marinho.

Estes verdadeiros "gigantes de aço" são projetados para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de material, alojamento de pessoal e todas as instalações necessárias para a produção dos poços de petróleo.

Plataformas Móveis

Auto-eleváveis: Plataforma marítima com três ou mais pernas de tamanho variável, que pode ser posicionada em locais de diferentes profundidades, em


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lâminas d'água entre 5 e 130 metros - na zona situada entre a praia e o início dos abismos oceânicos.

O sistema é composto por uma balsa de casco chato e largo, triangular ou retangular, que suporta as pernas. O transporte da plataforma até o local de perfuração dos poços exploratórios é feito por rebocadores ou por propulsão própria.

Quando chegam ao local, suas pernas são arriadas lentamente, por meio de macacos hidráulicos ou elétricos, até o fundo do mar. Seu casco fica acima do nível da água, a uma altura plataformas flutuantes constituídas de uma estrutura de um ou mais conveses. O apoio e feito por flutuadores submersos que sofrem movimentação devido à ação das ondas, ventos e correntezas. segura e fora da ação das ondas.

Semi-submersíveis:


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Este tipo de plataforma fica situado na superfície do mar para que sofra menor impacto das condições impostas por ele. Além disso, possui um sistema de ancoragem ou de posicionamento dinâmico.

Ancoragem: esse sistema restaura o posicionamento original pela ação de 8 a 12 âncoras e cabos (e/ou correntes) fixados no fundo do mar e que funcionam como molas, produzindo esforço capaz de reagir ao efeito das ondas, ventos ou correntezas.

Posicionamento dinâmico: as plataformas que utilizam esse sistema não possuem ligação física com o fundo do mar, exceto pelos equipamentos de perfuração.

Elas possuem sensores acústicos que identificam a deriva. A restauração da sua posição flutuante é feita por propulsores presentes no seu casco, acionados por computador.

A profundidade de operação das plataformas que apresentam sistema de ancoragem é limitada, enquanto que as que utilizam o posicionamento dinâmico podem perfurar em águas de cerca de 500 metros de profundidade.

Plataforma de pernas atirantadas: unidades flutuantes que possuem estrutura semelhante à da plataforma semi-submersível. A diferença entre elas ocorre no sistema de ancoragem no fundo do mar.

A ancoragem é feita por meio de estruturas tubulares, com tendões fixos no fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de flutuação da plataforma. Esse sistema proporciona uma maior estabilidade da plataforma porque diminui drasticamente os seus movimentos. Com isso, as operações de perfuração e produção se assemelham às executadas em plataformas fixas.

Navios Sonda

São navios projetados para explorar poços submarinos situados em águas muito profundas. Eles possuem uma abertura no centro do casco por onde passa a coluna de perfuração.


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Da mesma forma que as plataformas semi-submersíveis, os navios mais modernos são equipados com sistemas de posicionamento dinâmico. Por meio de sensores acústicos, propulsores e computadores, são anulados os efeitos do vento, ondas e correntezas, que geralmente deslocam o navio de sua posição.

A utilização dos navios-sonda em perfurações proporciona algumas vantagens em relação aos outros tipos de plataformas: grande capacidade de estocagem, perfuração de poços em qualquer profundidade e operação sem a necessidade de barcos de apoio ou de serviços.

A figura abaixo mostra os tipos básicos de plataformas existentes.


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PRODUÇÃO

O propósito dos poços de petróleo e de gás é o de produzir hidrocarbonetos de (ou injetar em) formações subterrâneas. O poço seria o conduto para o fluxo dos fluidos das formações, para a superfície.

Existem vários mecanismos de produção de petróleo e/ou gás, que levam estes fluidos do fundo do poço até a superfície. São eles:

Surgência

Um poço é considerado surgente quando a pressão interna do reservatório é suficiente para expulsar os fluidos de formação até a superfície, através da tubulação do poço.

Surgência Artificial:

Esta ocorre em todos os casos onde se faz necessária o fornecimento de alguma energia auxiliar adicional para que os fluidos atinjam a superfície.

Existem vários sistemas de elevação artificial:

• Bombeio mecânico por hastes (sucker rod pumping);

• Elevação por gás (gás lift);

• Bombeio submerso convencional (eletrical submersible pumping);

• Bombeio elétrico a pistão;

• Outros.

No Brasil, principalmente na região Norte / Nordeste em explorações em terra, (Onshore), o bombeio mecânico é bastante comum. Consiste em uma unidade motora instalada na superfície. No poço, uma bomba de fundo é operada por hastes e acionada pela unidade de superfície. Por um processo de pistoneio do poço, pelo movimento alternativo das hastes, o óleo é produzido. A bomba que efetua este trabalho é denominada “Cavalo de Pau”:


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FPSO E FSO

Os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading) são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada um planta de processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos.

O navio aliviador, conhecido também por FSO (Floating storage unit) é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório. Os


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maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões de metros cúbicos por dia.

No Brasil alguns projetos visam a conversão de FSO para FPSO, ou seja, incorporação da produção nestes navios. Exemplo disto foi a P-47, recentemente concluída no Rio de Janeiro pela Ultratec/SP e que constituía o antigo navio aliviador da P-36 afundada em 2001.

Injeção de Vapor em poços

Com certa freqüência o vapor é utilizado na extração de óleo pesado. Caldeiras de alta pressão são utilizadas para geração de vapor que é injetado nos poços para aquecer os resíduos de óleo e eleva-lo até a superfície.


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Temos em desenvolvimento no Brasil um grande projeto no Rio Grande do Norte, onde o intuito principal é de projetar uma enorme quantidade de linhas de vapor com objetivo de injeção em poços (Vaporduto), que será detalhado posteriormente, bem como podemos encontrar este tipo de aplicação na região do Espírito Santo.

O vapor pode ser encontrado também como técnica de recuperação secundária de um campo de petróleo, utilizada para recuperar o óleo que não foi retirado pelos processos naturais e artificiais anteriormente mencionados.

A figura acima mostra uma linha de injeção de vapor e manifold de extração de óleo asfáltico no Canadá.


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REFINO

O óleo cru extraído do poço não tem aplicação direta. A sua utilização ocorre por meio de seus derivados. Para que isso ocorra, o petróleo é fracionado em seus diversos componentes através do refino ou destilação fracionada. Este processo aproveita os diferentes pontos de ebulição das substâncias que compõem o petróleo, separando-as e convertendo em produtos finais. Os derivados mais conhecidos são: gás liquefeito (GLP) ou gás de cozinha, gasolinas, naftas, óleo diesel, querosenes de aviação e de iluminação, óleos combustíveis, asfaltos, lubrificantes, combustíveis marítimos, solventes, parafinas, coque de petróleo. As parcelas de cada produto obtido no refino dependem de uma série de variáveis: da qualidade do petróleo que está sendo processado e da estrutura da refinaria - sua complexidade, unidades e mercado em que atua.

TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO

O petróleo que é extraído dos poços, na terra ou no mar, é transportado através de oleodutos ou navios petroleiros até os terminais marítimos - um porto especial para carga e descarga.

Outra etapa do processo é levar esse petróleo dos terminais até as refinarias, onde será processado e dará origem a gasolina, diesel, gás, óleo combustível, lubrificantes, asfalto entre outros derivados.

A empresa subsidiária Petrobras Transporte S.A. (Transpetro) é a responsável pelo transporte e armazenagem do petróleo e seus derivados.

DISTRIBUIÇÃO

A atividade de distribuição engloba a aquisição, armazenamento, transporte, comercialização e o controle de qualidade dos combustíveis.

A empresa responsável por esta atividade é a subsidiária Petrobras Distribuidora, que mantém um rigoroso sistema de controle de qualidade: o Programa "De Olho no Combustível".


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A empresa conta com uma rede de mais de sete mil postos e é a única a estar presente em todo o território nacional.

Apesar do foco do trabalho estar embasado no refino, a área de distribuição e em especial, no processo de carregamento em caminhões de produtos finais tais como Gasolina, GLP, Diesel etc. encontramos uma grande oportunidade de aplicação de nossos filtros autolimpantes VRS-2. A presença de detritos e particulados sólidos muitas vezes pode comprometer o carregamento devido à necessidades de parada para manutenções e limpeza de filtros. Ou quando encontramos filtros tipo duplex, apesar de não necessitarem de parada para limpeza, periodicamente necessitam da presença de operadores para providenciarem limpeza e descartes. Tendo em vista a grande ênfase atual, principalmente da Petrobras, nos aspectos de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional), há uma enorme vantagem por minimizar significativamente o contato do operador com o produto.

Segue na figura abaixo em exemplo de aplicação de VRS-2 em linhas de carregamento de GLP que se tornaram extremamente viáveis devido à ganhos de produtividade por ausência de paradas para limpeza. São sistemas manuais nas linhas finais e automatizado na linha principal, com especificações diferenciadas de telas.


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O REFINO E SEUS PROCESSOS

Dentro do Segmento de OPC e em especial, de todos os processos que se desencadeiam a partir do petróleo, o Refino certamente reflete as maiores oportunidades em termos de vapor, sem considerar que não existe outro processo no mundo que consuma mais que o refino. Obviamente que maior consumo de vapor não está necessariamente ligado diretamente às maiores oportunidades, mas certamente é uma característica importante e merecem uma atenção especial.

Basicamente, conforme mencionado anteriormente, nosso trabalho aqui apresentado irá focar esta etapa, dentro do processo do petróleo e para isto, convém detalharmos um pouco mais as suas características técnicas para que possamos entender melhor suas aplicações. Em Exploração & Produção existem muitas oportunidades na área de filtragem, tema este que abordaremos no item: APLICAÇÕES.

OBJETIVO DO REFINO

Uma refinaria de petróleo pode se destinar a dois objetivos básicos:

• Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas


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• Produção de lubrificantes básicos e parafinas

O primeiro objetivo constitui a maioria dos casos, uma vez que a demanda por combustíveis é muitíssimo maior que a de outros produtos.

O segundo grupo, de menor expressão, constitui-se num grupo minoritário onde o objetivo é a maximização de frações básicas lubrificantes e parafinas. Estes produtos possuem valor agregado muito maiores que os combustíveis, embora exijam investimentos bem maiores. Não possuímos no Brasil refinarias dedicadas a estes produtos mas conjuntos dentro de alguns parques de refino com esta finalidade que funcionam quase como refinarias independentes. Nesta situação, podemos citar a REDUC (RJ) e RLAM(BA).

Convém ressaltar que a maior parte dos investimentos atuais da Petrobras na área do refino estão sendo direcionados muito mais do que para aumento de capacidade, para aprimoramento da capacidade do refino para o óleo nacional, de característica basicamente pesada. Hoje refinamos 80% do petróleo brasileiro e a meta para 2009 é de 90%.

QUALIDADE DO PETRÓLEO

Conhecer a qualidade do petróleo que vai ser destilado é imprescindível para os processos de refino, porque, dependendo da sua composição química e do seu aspecto, serão produzidos tipos distintos de derivados em proporções diferentes.

Petróleo mais leve produz maior volume de gasolina, GLP e naftas (produtos leves); qualidades mais pesadas produzem mais óleos combustíveis e asfaltos; tipos com densidade intermediária produzem derivados médios, como o óleo diesel e o querosene, por exemplo.


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PROCESSOS DO REFINO

Os processos normalmente empregados nas refinarias modernas para o processamento do petróleo (óleo cru) são: destilação, cracking ou craqueamento, coqueamento, dessulfurização, reforma catalítica e hidrogenação.

A figura a seguir ilustra os principais processos da área de refino:

Na coluna, das substâncias mais pesadas na base às mais leves, no topo, temos em linhas gerais:

• Resíduos: Usados basicamente para asfalto e combustíveis pesados;

• Gasóleos pesados: Alimentando basicamente unidades de craqueamento para a produção de gasolina;


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• Gasóleos médios: Alimentando unidades de craqueamento e alcoilação para produção de querosene de aviação (QAV);

• Diesel:

• Querosene (QAV);

• Nafta: Produzindo gasolina através de reformação catalítica (ou reforma);

• GLP e Vapores de Gasolina: Produção de GLP

Cada refinaria é projetada e construída de acordo com:

• O tipo do petróleo a ser processado;

• As necessidades de um mercado.

Durante a vida de uma refinaria, pode mudar o tipo de petróleo que ela recebe, como também as especificações (qualidade) ou a demanda dos derivados por ela produzidos.

Para tentar compatibilizar um tipo de petróleo com a necessidade de produzir certos derivados na quantidade e qualidade desejadas, cada refinaria é constituída com um conjunto (ou arranjo) próprio de unidades, chamado Esquema de Refino, que define e limita o tipo e a qualidade dos produtos da refinaria. Por isso, alguns derivados podem ser produzidos em todas ou apenas em algumas refinarias. Dentro destes arranjos, algumas retiradas de produtos são convertidas ou re-trabalhadas para reproduzir um derivado retirado por processos anteriores, obtendo o máximo de rendimento do óleo cru. Os processos de produção do refino foram evoluindo então com este objetivo e nas figuras seguintes poderemos visualizar do sistema mais simples, ao mais completo como podemos encontrar os diversos níveis de produção:


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Este fluxograma apresenta uma configuração mais avançada. À separação primária inicial do esquema anterior acrescenta-se uma destilação a vácuo para produzir cortes de gasóleos que alimentam um processo de craqueamento catalítico fluido (FCC). Neste último duas correntes nobres são geradas: o GLP e a gasolina, sendo esta de qualidade intrínseca (octanagem) superior à obtida na destilação direta. Trata-se de um esquema de refino bem mais flexível, embora, modernamente, possa, também, apresentar dificuldades para enquadramento de produtos em especificações mais rigorosas.


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Este esquema de produção é ainda mais flexível e rentável, por incorporar ao anterior o processo de coqueamento que transforma uma fração de menor valor (resíduo de vácuo) em produtos mais nobres (GLP, gasolina, nafta e óleo diesel), embora, na presente configuração, a nafta e o óleo diesel não estejam sendo ofertados, por necessitarem de tratamento dadas suas características de instabilidade. A fração geradora de óleo diesel está incorporada à carga do FCC. Uma possível desvantagem dessa configuração é a geração de coque, que, entretanto, dependendo de localização, facilidades de escoamento e de aspectos de mercado, pode não ser um problema.


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Este esquema de produção é, seguramente, o mais flexível e moderno de todos por incorporar à configuração anterior o processo de hidrotratamento de frações médias geradas no coqueamento, possibilitando o aumento da oferta de óleo diesel de boa qualidade. Este esquema permite um maior equilíbrio na oferta de gasolina e de óleo diesel de uma refinaria, pois desloca parte da carga que ia do coqueamento para o FCC (processo marcantemente produtor de gasolina) e a envia para o hidrotratamento, gerando, então, mais óleo diesel e menos gasolina que as configurações anteriores.

Como um exemplo prático, poderemos observar na figura seguinte o fluxograma básico atual da REPLAN:


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CLASSIFICAÇÃO E CARACTERIZAÇÃO DOS PROCESSOS DO REFINO

Detalhando um pouco mais, podemos classificar os processos existentes em uma refinaria em quatro grandes grupos:

• Processos de Separação;

• Processos de Conversão;

• Processos de Tratamento;

• Processos Auxiliares.

Processos de Separação

São sempre de natureza física, por ação de energia (na forma de modificações de temperatura e /ou pressão), ou de massa (na forma de relações de solubilidade a solventes).

Tem por objetivo desdobrar o petróleo em suas frações básicas ou processar uma fração previamente produzida no sentido de retirar dela um grupo específico de componentes. A natureza das moléculas não é alterada e os produtos resultantes destes processos, se misturados reconstituem a carga original, exceto no caso de eventuais contaminações ou perdas.

São processos de alto investimento e em muitos casos com tempo de retorno superior a cinco anos.

Na Petrobras basicamente poderemos encontrar os seguintes processos de separação:

• Destilação Atmosférica;

• Destilação à vácuo;

• Extração de Aromáticos;

• Desasfaltação a Propano;

• Desparafinação a MIBC;

• Desoleificação a MIBC;

• Adsorção de N-parafinas.


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Processos de Conversão

Estes processos tem por objetivo alterar de forma profunda a composição química de uma fração, visando melhorar sua qualidade, valorizando-a, ou transformar frações de baixo valor comercial em outras de maior valor. Isto pode ser conseguiido por ação conjunta de temperatura, pressão e, em muitos casos, catalisadores. Podemos ter portanto, dois subgrupos: processos térmicos e processos catalíticos.

Basicamente no Brasil poderemos encontrar;

• Craqueamento Térmico;

• Viscorredução;

• Craqueamento Retardado;

• Craqueamento Catalítico;

• Hidrocraqueamento Catalítico;

• Hidrocraqueamento Catalítico Brando;

• Alcoilação Catalítica;

• Reformação Catalítica.

Processos de Tratamento

Os processos de Tratamento tem por finalidade principal eliminar as impurezas presentes nas frações que possam comprometer suas qualidades finais, estabilizando quimicamente o produto acabado. Dentre as impurezas, compostos de enxofre e nitrogênio conferem às frações propriedades indesejáveis tais como corrosividade, acidez, odor desagradável, formação de compostos poluentes, alteração de cor etc. Na medida que os cortes vão se tornando mais pesados, a quantidade de impurezas cresce proporcionalmente, dificultando bastante sua remoção.

Os Processos de Tratamento podem ser classificados em duas categorias:

Processos Convencionais:

• Tratamento Cáustico;


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• Tratamento Merox;

• Tratamento Bender;

• Tratamento DEA / MEA.

Hidroprocessamento

• Hidrotratamento (HDT)

Processos Auxiliares

São aqueles que se destinam a fornecer insumos à operação dos outros processos anteriormente mencionados, ou tratar rejeitos desses mesmos processos. Incluem-se neste grupo a Geração de Hidrogênio – UGHs (fornecimento deste elemento às unidades de hidroprocessamento); a Recuperação de Enxofre – UREs (produção desse elemento à partir da queima do gás rico em H2S) e as Utilidades (vapor, água, energia elétrica, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível, tratamento de efluentes e tocha ou flare), que embora não sejam de fato unidades de processo, sejam imprescindíveis à elas.


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PRINCIPAIS PROCESSOS PARA ESTUDO E AS APLICAÇÕES DO VAPOR

A partir dos diferentes processos mencionados anteriormente, passaremos agora a destacar e detalhar aqueles mais comuns ou em que as aplicações e oportunidades em torno do vapor e condensado estejam mais presentes.

DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E DESTILAÇÃO À VÁCUO

Destilação

Destilar é o fornecimento de calor a uma mistura fluida, para gerar vapores e líquidos de composições diferentes entre si e da mistura original.

A Unidade de Destilação aquece o petróleo para separa-lo em um certo número de frações através de um processo físico. Esquematicamente ela ocorre conforme abaixo:


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Uma Fração (ou Corte) do petróleo é ainda uma mistura de hidrocarbonetos e contaminantes, com a predominância de um grupo de substâncias cujas moléculas são “parecidas” entre si. Portanto, nada mais são do que misturas ainda complexas de hidrocarbonetos e contaminantes diferenciadas por suas faixas de ebulição.

As frações básicas iniciais do refino e seu ponto de corte são:


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Os investimentos para implantação de uma unidade de destilação completa ( seções de pré-fracionamento, atmosférica, vácuo e estabilização) são vultuosos, situando-se na faixa de US$ 150 a 250 Milhões

Destilação Atmosférica

A primeira etapa do processo de refino é a destilação atmosférica. O petróleo é aquecido e fracionado em uma torre que possui pratos perfurados em várias alturas. Como a parte inferior da torre é mais quente, os hidrocarbonetos gasosos sobem e se condensam ao passarem pelos pratos. Nessa etapa são extraídos, por ordem crescente de densidade, gases combustíveis, GLP, gasolina, nafta, solventes e querosenes, óleo diesel e um óleo pesado, chamado resíduo atmosférico (RAT), que é extraído do fundo da torre.

Temperatura e Pressão da Destilação Atmosférica: 400ºC com 1 à 6 atm.

Esquematicamente, a Unidade de Destilação Atmosférica (UDA) pode ser representada pela figura seguinte, que indica também onde se concentra o uso de vapor na mesma. Nela poderemos observar ainda, baterias de pré-aquecimento ( 1 e 3), Dessalgação (2), Forno (4) e a Unidade de Destilação Atmosférica (5):


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STEAM STEAM

STEAM

• Uso do Vapor:

O consumo de vapor depende de vários fatores tais como tipo do óleo, número de cortes, reboilers etc. variando em torno de 3Kg de vapor / barril de óleo cru, podendo representar até 22% do total de energia necessária na destilação atmosférica.

As capacidades típicas destas unidades variam de 100.000 a 300.000 bdp (barris diários de petróleo) até as maiores unidades de 940.000 bdp.

Número de Purgadores: de 200 a 1000 peças

• Injeção Direta

Basicamente o processo principal utiliza-se somente de injeção direta de vapor variando em torno de 3,5 barg até 10 barg.

Também é utilizado vapor à 42barg como “vapor de emergência” no forno, para a chamada “tripagem”, que consiste na introdução de vapor no interior do forno visando a eliminação de gases residuais, bem como em sopradores de fuligem (Processo de Ramonagem”).

Na atomização de óleo ainda, encontramos vapor com 7 a 8,6 barg, com consumo típico de 0,15 a 0,35 Kg por Kg de óleo combustível.


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Não há portanto potencial de retorno de condensado.

Obviamente, as linhas de suprimento de vapor devem possuir drenagens em pontos adequados.

• Traceamento

Diversas linhas de produtos da destilação atmosférica e para a destilação a vácuo são usadas para pré-aquecimento do óleo cru para e depois da dessalgação. Todas estas linhas e equipamentos como bombas, válvulas, filtros etc. necessitarão portanto de traceamento.

As temperaturas mínimas de produtos mais pesados, como gasóleos pesados estão em torno de 170ºC, necessitando vapor na ordem de 14barg. Linhas de produtos leves, como vapores de hidrocarbonetos necessitam de no mínimo 120ºC e conseqüentemente valor na ordem de 3,5 barg.

Este tipo de traceamento é considerado crítico.

Há portanto potencial de retorno de condensado, com potencial para purgadores, DFU, manifolds e bombas de condensado.

OBS.: Em alguns países há necessidade de proteção contra congelamento principalmente em linhas de rede de incêndio. Nestes casos o traceamento é considerado não crítico.

Destilação a vácuo

High vacuum units (HVU)


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O resíduo da destilação atmosférica (RAT) é então re-aquecido e levado para uma outra torre, chamada de destilação a vácuo, onde o seu fracionamento ocorrerá a uma pressão abaixo da atmosfera. Nesta torre será extraída mais uma parcela de óleo diesel e um produto chamado genericamente de Gasóleo, que não constitui um produto pronto. Dividido em Gasóleo Leve de Vácuo (GOL), Gasóleo Pesado de Vácuo (GOP), ele servirá como matéria-prima para produção de gases combustíveis, GLP, gasolina e outros. O resíduo de fundo da destilação a vácuo (RAV) é recolhido na parte inferior da torre e será destinado à produção de asfalto ou será usado como óleo combustível pesado.

Temperatura e Pressão da Destilação a vácuo: 410ºC com 0,01 a 0,05 atm

Esquematicamente, a Unidade de Destilação a Vácuo (UDV) pode ser representada pela figura seguinte, que indica também onde se concentra o uso de vapor na mesma.

• Uso do Vapor:

O consumo de vapor varia em torno de 13Kg de vapor / barril de óleo cru, podendo representar até 44% do total de energia necessária na destilação a vácuo. Este alto consumo de vapor é típico dos tipos antigos de “Unidades de Alto-vácuo Úmidas” que utilizam vapor para atingir baixas pressões parciais na zona de flash, similares ao vapor de “striper” nas unidades de destilação de óleo cru. Mais recentemente se encontram desenvolvidas flasheadores de alto-vácuo que não utilizam vapor. O Calor excedente recuperado do aquecimento é exportado através de vapor de média/baixa pressão para outras unidades de


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processo. Eventualmente os fornos de convecção produzem vapor superaquecido para outros pontos da planta.

As capacidades típicas destas unidades variam de 50.000 a 150.000 bdp (barris diários de petróleo) até as maiores unidades de 503.000 bdp.



Basicamente o processo principal utiliza-se somente de injeção direta de vapor em torno de 10 barg. Grande parte deste vapor é utilizado nos ejetores de vácuo, que tendem a ser substituídos por bombas de vácuo, embora existem desenvolvimentos de ejetores que se utilizam produtos da (UDA) como vapor motriz.

Também é utilizado vapor à 42barg como “vapor de emergência” no forno, para a chamada “tripagem”, que consiste na introdução de vapor no interior do forno visando a eliminação de gases residuais, bem como em sopradores de fuligem no forno onde o resíduo pesado da UDA é pré-aquecido antes de entrar na unidade.

Na atomização de óleo ainda, encontramos vapor com 7 a 8,6 barg, com consumo típico de 0,15 a 0,35 Kg por Kg de óleo combustível.



• Traceamento

Diversas linhas de produtos da destilação atmosférica e para a destilação a vácuo são usadas com pré-aquecimento do óleo cru para e depois da dessalgação. Todas estas linhas e equipamentos como bombas, válvulas, filtros etc. necessitarão portanto de traceamento.

As temperaturas mínimas de produtos como estão em torno de 170ºC, necessitando vapor na ordem de 14barg. Outros como óleo sulfuroso necessitam de no mínimo 120ºC e conseqüentemente vapor na ordem de 3,5 barg.


Há portanto potencial de retorno de condensado, com potencial para purgadores, DFU, manifolds e bombas de condensado.


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OBS.: Em alguns países há necessidade de proteção contra congelamento principalmente em linhas de rede de incêndio. Nestes casos o traceamento é considerado não crítico.

• Trocadores (Permutadores) de Calor

Vapor de baixa pressão, em torno de3,5 barg, é usado no ar de combustão dos pré-aquecedores nos fornos de vácuo.

OUTRAS TORRES DE DESTILAÇÃO (COLUNAS)

Independente da grande coluna de destilação atmosférica ou a vácuo para o oleo cru, uma enormidade de outras colunas estão presentes em processos intermediários do refino, projetadas para separações específicas de produtos. Todas operam seguindo os mesmos princípios descritos acima. Por exemplo a Debutanização (ou Despropanização) para gasóleos leves ou plantas de gás, são colunas similares projetadas para separar o propano e gases leves do butano e outros componentes mais pesados. Algumas torres chamadas de torres de retificação, utilizam-se de vapor normalmente em refervedores (reboilers) para remover contaminantes de produtos leves em produtos pesados, como retificação (ou retirada) de H2S e NH3 em torres na Unidade de Retificação de Águas Ácidas

Rebolilers ou Refervedores

Em se tratando de colunas de destilação existentes nas mais variadas unidades, cabe salientarmos a presença de refervedores, utilizados tipicamente nestes processos para aumentar o rendimento da separação de produtos, auxiliando

Torre de Destilação Atmosférica


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na evaporação dos componentes da carga que desce para o ponto inferior. Com muita freqüência se utilizam vapor e poderemos encontrar algumas oportunidades.

Temos abaixo um esquema típico com utilização de refervedor. Neste caso o líquido flui lateralmente a coluna, sendo que em alguns casos poderá vir do topo.

Bottom

Reflux drum (Accumulator)

Overhead line

Distillation column

Steam

Reflux return

Preheater feed

Riser

Reboiler Downcomer

Straight run residue (Liquid)

Gas

To liquid storage

Steam

Overhead condenser

Reflux

Refervedores consomem relativamente uma grande quantidade de vapor como fonte de aquecimento indireto. Muitas vezes possuem difícil recuperação de condensado causada comumente por condições de estolagem (stall point), coleta incorreta de condensado, incorreta aplicação de purgadores, superdimensionamento de válvulas de controle etc.

Muitas vezes este condensado é mesmo desprezado, não retornando para reaproveitamento. O reboiler é um mecanismo primáriio de controle da coluna e se o seu funcionamento não é perfeitamente atingido, o processo fica


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comprometido. Então, a perda de condensado / vapor se torna aceitável pela operação.

Existem muitas oportunidades para remoção e reaproveitamento de condensado no campo, mas principalmente as engenharias (EPCistas), devem estar atendas a possíveis problemas e devem estar informadas das soluções que a SPIRAX SARCO pode oferecer, tais como purgadores de bombeamento (APT), conjuntos compactos de bombeamento etc.

Os refervedores podem ser tipo casco tubo, placas, tipo Kettle entre outros:


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Típicas áreas com utilização de reboilers:

• Processamento de gás

• Alquilação

• Unidades Recuperadoras de Enxofre (UREs)

• Unidade de Reforma Catalítica (UFCC)

• Etc.

Aplicação em fornos

Tanto nas Unidades de Destilação Atmosférica e a Vácuo, bem como em outras unidades, existem fornos como equipamentos de aquecimento de carga, como estes que vimos nos fluxogramas, que por problemas operacionais de processo (altas temperaturas de saída, baixa carga etc.) podem apresentar necessidade de paradas e deverão ter seus gases de processo eliminados, deixando o forno apto para uma nova partida. Essa expulsão ocorre normalmente com vapor acionado através do sistema conhecido por SIS (Sistema Instrumentado de Segurança) e é conhecida como “tripagem” do forno.

Há uma tendência de automação deste sistema de partida, similares ao utilizados em monitoramento de chamas para caldeiras, através da instalação de fotocélulas, que monitoram a condição interna do forno, ou ainda um sistema basicamente mecânico com contato elétrico conhecido como “flame rod””, com a mesma finalidade.

É comum a aplicação de vapor de baixa (LP) para expulsão destes gases e o que pode ocorrer, é que a eventual baixa qualidade deste vapor, que fica sem utilização por longos períodos, pode comprometer seriamente as partidas. Isto porque a água presente neste vapor, se encontrada em grande quantidade, se deposita no fundo do forno, justamente onde encontram-se instaladas as fotocélulas, impedindo a partida e causando grandes transtornos operacionais.

Nestas drenagens de linha recomenda-se a instalação de purgadores de bóia de alta capacidade (normalmente FT-20 2”) visando atender a alta necessidade instantânea de vapor, com abertura brusca de válvula de controle.


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CRAQUEAMENTO

Saindo dos processos de separação e entrando nos processos de Conversão, estudaremos agora um pouco deste processo que consiste na quebra as moléculas de hidrocarbonetos pesados, convertendo-as em gasolina e outros destilados com maior valor comercial. Os dois principais tipos são o craqueamento térmico e o catalítico. O térmico utiliza calor e altas pressões para efetuar a conversão de moléculas grandes em outras menores e o catalítico utiliza um catalisador que é uma substância que facilita essa conversão, porém em condições de pressão mais reduzidas. Os catalisadores mais usados são: platina, alumina, bentanina ou sílica. Em ambos os tipos de craqueamento a utilização de temperaturas relativamente altas é essencial.

A seguir, veremos com mais detalhes um processo clássico de craqueamento térmico e bastante presente em nossas refinarias conhecido por Coqueamento Retardado.

COQUEAMENTO RETARDADO

Coque Energético

O coque verde de petróleo é um produto sólido, obtido a partir do craqueamento de óleos residuais pesados em unidades de conversão de resíduos denominadas unidades de coqueamento retardado (UCR). Nesses


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locais é feita a destruição de resíduos da destilação de petróleo, principalmente RV, com o objetivo de obtenção de derivados claros.

Existem dois tipos principais de CVP: o esponja e o agulha. O primeiro é obtido a partir de óleos residuais destilação a vácuo, onde a carga da unidade pode também ser transformada em óleos combustíveis e asfalto. O segundo é obtido a partir de óleos aromáticos pesados, normalmente geradores em processo de conversão térmica (alcatrão de craqueamento térmico) e/ou catalítico (óleo decantado de FCC). O primeiro tipo é o mais comum em todo o mundo, atingindo cerca de 90% da produção mundial e é aquele produzido pelas unidades da Petrobras.

As principais características dos coques tipo esponja são teores de carbono fixo, voláteis, cinzas, enxofre e metais; poder calorífico; dureza; granulometria.

A aplicação do CVP em cada segmento industrial é feita de acordo com a combinação de suas características de fabricação. Apenas a título de exemplo, no segmento metalúrgico predominam o teor de enxofre e a granulometria.

O mercado onde o coque verde tem aplicação é vastíssimo, talvez se constituindo no produto (derivado direto do petróleo) com o maior potencial de utilização industrial.

O coque verde pode ser utilizado em siderurgia (sinterização, pelotização, alto-forno, fabricação de coques metalúrgico, PCI), cimento, termo-elétricas a carvão, carbetos, ferro-gusa, ferro-ligas, fundição metalurgia dos não ferrosos (cobre, chumbo, níquel, alumínio, zinco), calcinação, cerâmica, gaseificação, secagem de grãos e alguns usos químicos.

A crescente demanda por produtos claros e a disponibilidade decrescente de cruz leves propiciaram o desenvolvimento da produção de CVP, tornando-o um substituto do carvão em muitas aplicações metalúrgicas e energéticas.

A produção de CVP iniciou-se na década de 70, na RPBC (foto abaixo), e foi absorvida pela PETROCOQUE para a fabricação de coque calcinado. Atualmente a Petrobras produz cerca de 1,5 milhão de toneladas anuais em quatro unidades, sendo duas na RPBC (600.000 t/ano), uma na REGAP (360.000 t/ano) e uma na REPLAN (600.000 t/ano). O projeto das três unidades em andamento, sendo uma aprovada na REPLAN, uma na REDUC (em implantação com previsão de funcionamento em 2008) e uma na REFAP (em início de operação), deverá elevar a produção para cerca de 3,0 milhões de toneladas anuais.


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Conforme o porte da unidade, podemos ter uma aplicação de capital na faixa de US$ 50 a US$100Milhões, que em virtude da rentabilidade, pode ser amortizado em pouquíssimo tempo.

Descrição do processo

O Coqueamento Retardado, conforme já mencionado é um processo de craqueamento térmico, tendo como carga o resíduo de vácuo, e produzindo gases, nafta, diesel, gasóleo e principalmente o coque de petróleo.

A característica mais marcante deste processamento é que o coqueamento não se dá na fornalha, é retardado até as câmaras, que não requerem aquecimento próprio.

•


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O produto de fundo é aquecido em fornalha especial antes de alimentar as câmaras de coqueamento (cooking drums), ou tambores de coque. Estas não são aquecidas, mas as condições de temperatura e tempo de residência da mistura dentro da câmara resultam na formação e acúmulo de coque. A parcela leve da carga, na forma de vapor do ponto mais alto da câmara é encaminhada para a fracionadora para separação, sob forma de craqueamento térmico. A parcela mais pesada permanece nas câmaras continuando a craquear até a última molécula de hidrogênio. O carbono que se forma no tambor, sob forma sólida, é o chamado coque. De um modo geral, há dois tambores ficando um em linha enquanto o outro é descoqueificado (1 tambor a cada 24 horas), podendo haver até 6, em unidades de grande porte. Atualmente, o processo utilizado para retirada do coque dos tambores é o hidráulico com jato d’água em pressões de até 210 barg.

O equipamento crítico da unidade é a fornalha porque, como a carga vai ser aquecida acima da zona de craqueamento incipiente, tem-se de evitar a deposição de coque nas paredes da serpentina. Vapor é injetado para se garantir a fluidez e velocidade da carga, provocando alta turbulência naquela região.

• Uso do Vapor:


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O consumo de vapor é de 8 Kg de vapor por barril de carga. Porém, existem consumos intermitentes como por exemplo no e no sistema de blowdown dos tambores, podendo apresentar consumos instantâneos de 4.500 e 9.000 Kg de vapor durante uma hora por dia.

Por outro lado, existe um consumo de vapor superaquecido de 18 Kg de vapor por barril de carga, vapor este normalmente gerado por recuperação de calor na própria unidade, basicamente pela passagem de gases.



O vapor de injeção direta é utilizado na fornalha, conforme mencionado, visando evitar a formação de coque, na fracionadora, com objetivo de facilitar a retirada do gasóleo leve e também no descoqueamento.

Também é utilizado vapor à 42barg como “vapor de emergência” na fornalha, para a chamada “tripagem”, que consiste na introdução de vapor no interior do forno visando a eliminação de gases residuais, bem como em sopradores de fuligem (Processo de Ramonagem”).

Alguns aquecedores utilizam gás combustível mas podem utilizar óleo para atomização. Nestes casos, encontramos tipicamente vapor com 7 a 8,6 barg, e consumo de 0,15 a 0,35 Kg por Kg de óleo combustível.



• Traceamento

Diversas linhas de resíduos e destilados pesados na unidade de coqueamento retardado necessitam de calor através de traceamento, incluindo equipamentos como bombas, válvulas, PSVs, bombas, filtros etc. . Estes produtos, incluindo-se produtos de alimentação do reator, reator de efluentes, misturas de hidrocarbonetos com H2S e H2, com temperaturas mínimas de projeto de 120ºC necessitam de vapor de baixa (na ordem de 3,5 barg).



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As temperaturas mínimas do óleo combustível para a fornalha, para os resíduos e para maioria dos hidrocarbonetos processados na unidade, estão em torno de 170ºC, necessitando vapor na ordem de 14barg. Para gás combustível a temperatura mínima é de 120ºC e conseqüentemente uso de vapor na ordem de 3,5 barg.

Há portanto potencial de retorno de condensado, com oportunidades para purgadores, DFU, manifolds e bombas de condensado.

CRAQUEAMENTO CATALÍTICO

O craqueamento catalítico, também conhecido por FCC (Fluid catalytic cracking), ou UFCC (Fluid catalytic cracking unit), se tornou fundamental, por ser o maior responsável pela produção brasileira de GLP e Nafta (leia-se Gasolina), e encontra-se presente em todas as refinarias da Petrobras.


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O craqueamento catalítico é considerado um processo de alta rentabilidade econômica por utilizar como carga um produto de baixo valor comercial (Gasóleos de Vácuo), se não utilizado na FCC, seria simplesmente adicionado ao óleo combustível. Dependendo do porte, o FCC pode necessitar de recursos entre US$150 e US$ 280 Milhões.

Além da alta rentabilidade, o FCC é um processo que contribui eficazmente com a refinaria ajustando a produção de acordo com o mercado, sendo uma das áreas mais importantes na contribuição para a flexibilidade da refinaria.

Descrição do Processo

Uma unidade de FCC é composta basicamente das seguintes seções:

• Seção de reação ou conversão: Seção de maior importância, local onde ocorrem as reações do processo e composta de equipamento de reação (reator) e regeneração do catalisador catalizador (Acelerador da velocidade das reações e modificador do mecanismo de ruptura das ligações C-C);

• Seção de fracionamento: recebe o efluente do reator e fraciona em vários produtos; Recupera também parte dos gasóleos não convertidos, reciclando-os ao conversor;

• Seção de recuperação de gases: Recebe as frações leves convertidas e fraciona-as em nafta de craqueamento (gasolina), GLP e gás combustível, possuindo também uma torre de desmembramento do GLP em C3 (propano e propeno) e C4 (butano e butenos);

• Seção de tratamentos: Trata gasolina, GLP e gás combustível.


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O Gasóleo ao entrar na unidade é aquecido com produtos quentes que saem do próprio processo e encaminhado a base do “RISER” (tubulação vertical de grande diâmetro, onde ocorrem maior parte das reações), recebendo grande quantidade de à alta temperatura (em torno de 700oC). No reator, colocado imediatamente acima do RISER, completam-se as reações de craqueamento.

Os vapores de óleo tendem a saturar os poros do catalisador, devendo portanto ser retificado com vapor d’água antes de ir ao regenerador. Esta operação se passa no “RETIFICADOR” ou “STRIPPER”, portanto utilizando o chamado vapor de retificação.

O efluente gasoso do reator, constituído de hidrocarbonetos craqueados e não craqueados, gases inertes e vapor d’água, é enviado à seção de fracionamento.

No FCC são gerados 5 produtos conforme abaixo:


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Devido à carga do FCC possuir em geral alto teor de enxofre, isto é, acima dos permitidos pelas respectiuvas especificações, com exceção do Óleo Decantado, os demais produtos necessitam passar por processos específicos de tratamentos para redução de contaminantes, em especial, do enxofre:

Conforme pode ser observado no esquema acima, o Gás Combustível e o GLP seguem para unidade de tratamento DEA (Di-Etanol-Amina) para remoção do H2S (Ácido Sulfídrico). Em correntes gasosas onde exista Sulfeto de Carbonila (SCO), a DEA pode ser substiuida com vantagens pela MEA (Mono-Etil-Amina), entretanto este não é o caso das correntes provenientes do Craqueamento. não

O Gás Combustível normalmente é queimado nos fornos e caldeiras da própria refinaria, já o GLP passa pela unidade de Tratamento Cáustico (para remover mercaptans) e então levado para armazenamento em esferas:


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A Nafta vai para a unidade de Tratamento Cáustico (para remover H2S e mercaptans) e então levado para armazenamento em tanques de Nafta ou Gasolina. O Óleo Leve vai para unidade de Hidrotratamento (HDT) e armazenamento como Óleo Diesel e o Óleo Decantado normalmente não é tratado mas misturado ao resíduo de vácuo (da Destilação), compondo o óleo combustível.

• Uso do Vapor:

O consumo de vapor depende de cada tipo particular de processo catalítico, das características do produto de alimentação da unidade etc. O custo de operação da maioria das unidades de FCC tem sido significativamente reduzidos pela recuperação de energia. O calor, na forma de gases quentes de CO/Co2 do regenerador são utilizados no superaquecimento de vapor, que pode ser aplicado para girar turbinas, bombas ou geração de energia. Calor da bomba principal do fracionamento pode ser utilizado para geração de vapor a 10-42 barg ou para pré-aquecimento do gasóleo de alimentação do craqueamento.

O consumo típico de vapor é de 10Kg de vapor de 3,5 a 8,6 barg por barril de gasóleo, e 23 a 90Kg de vapor de 42 barg por barril de gasóleo



Maior parte do vapor é utilizado como vapor de retificação no Stripper com 8,6 a 10 barg e devido à injeção direta não pode ser recuperado, embora é desejável mantê-lo com mínimo consumo.


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O vapor também é utilizado para fluidização do catalisador para o reator e aeração no retorno para o regenerador, bem como força motriz nas turbinas para o soprador de ar (“blower”) na base do regenerador.

Também é utilizado vapor a 42barg como “vapor de emergência” no regenerador e na atomização de gasóleo no riser do reator, com 8,6 a 10 barg e com consumo típico de 0,15 a 0,35 Kg por Kg de gasóleo.



• Traceamento

Diversas linhas de produtos do fracionamento e resíduos necessitam de calor através de traceamento, incluindo equipamentos como bombas, válvulas, PSVs, bombas, filtros etc. . Estes produtos, incluindo-se produtos de alimentação do reator, reator de efluentes, misturas de hidrocarbonetos com H2S e H2, com temperaturas mínimas de projeto de 120ºC necessitam de vapor de baixa (na ordem de 3,5 barg).




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PROCESSO DE HIDROTRATAMENTO (HDT)

Dentre os vários processo de tratamento conhecidos, o escolhido para cada fração depende basicamente de dois fatores:

• Natureza da fração

• Teores de contaminantes presentes

Nas frações mais leves, tais como GLP e Nafta, são utilizados tratamentos como DEA/MEA e tratamento cáustico. Em frações médias como Querosene, gasóleo atmosférico (diesel) e óleo leve, emprega-se o Hidrotratamento (HDT).

Na foto ao lado podemos observar uma unidade de craqueamento da Exxon/Esso em UK. Os equipamentos principais:

1. Reator 2. Regenerador 3. Vaso do Ciclone Terciário


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Estudaremos em particular este, devido ao grande investimento que estará sendo realizado nos últimos anos, visando principalmente a redução do teor de enxofre, conforme mencionado anteriormente.

O Hidrotratamento utiliza hidrogênio, normalmente gerado nas Unidades Geradoras de Hidrogênio (UGH), para a remoção dos compostos sulfurados e outros contaminantes. Em função da necessidade de Hidrogênio, são normalmente previstos nos novos projetos de HDTs, novas UGHs, ou ampliação das existentes.

O HDT é classificado como um tipo de hidroprocessamento, em que cortes de petróleo são reunidos na presença de um catalisador. Os processos de hidrotratamento são classificados como: hidrodussulforização (HDS), hidrodesnitrogenação, hidrodesocigenação, hidrodesmetalização entre outros.

O esquema abaixo mostra um fluxograma simplificado de uma Unidade típica de tratamento de Naphta:

A carga troca calor no reator, misturada com o hidrogênio reciclado e aquecida para a temperatura de reação no aquecedor (fired heater). A carga combinada flui através do reator que contém catalisador para aceleração da reação. O efluente da reação é resfriado através da troca com a carga de alimentação em


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uma série de resfriadores antes de ir para o separador vapor-líquido. A porção vaporizada é recomprimida, combinada com o hidrogênio fresco e retornada para alimentação do reator. A porção líquida é fracionada gerando gasóleo leve, H2S e NH3.

• Uso e produção de vapor

O consumo típico de vapor é de 4,6 a 18 Kg de vapor por barril de carga, correspondendo aproximadamente a 18% para gasóleo e 28 % para Nafta e destilados do total de energia necessária. Basicamente com vapor de média a 10 barg, mas para aquecimento de óleo combustível e aplicações nos fornos pressão de até 42barg se faz necessário.

O Hidrotratamento é muito exotérmico e em alguns tratamentos específicos o calor é utilizado para geração de vapor de 14 a 28 barg.

Número de Purgadores: de 100 a 500 peças para traceamento; 30 a 50 para drenagens de linha e 2 para processo (bóia)


Vapor a 10 barg no fracionamento, vapor de média nos fornos e com alguma freqüência vapor de Alta (42barg) como “vapor de emergência” nos fornos.

Encontramos também vapor na atomização de óleo combustível tipicamente com vapor de 7 a 10 barg, e consumo de 0,15 a 0,35 Kg por Kg de óleo combustível.



• Traceamento

Diversas linhas de produtos dos equipamentos necessitam de calor através de traceamento, incluindo equipamentos como bombas, válvulas, PSVs, bombas, filtros etc.

As temperaturas mínimas do óleo combustível para os fornos, para os resíduos e para gasóleo pesado estão em torno de 170ºC, necessitando vapor na ordem


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de 14barg. Para gás combustível a temperatura mínima é de 80ºC, para nafta e gasóleo leve é de 100-120ºC e conseqüentemente uso de vapor na ordem de 3,5 barg.



• Trocadores de calor

Vapor de baixa (3,5 barg) é utilizado para pré-aquecimento de ar na seção de convecção dos fornos e algumas unidades utilizam vapor para aquecimento no start-up da carga do reator, obviamente com necessidades de controle, bem como drenagens dos trocadores.

OUTROS PROCESSOS EM REFINO

O refino de petróleo é composto de muitos outros processos, conforme mencionado anteriormente, cuja utilização é bastante variável e atualizada ao longo do tempo. Muitos deles possuem muitas semelhanças em termos de operações unitárias, aos descritos até o momento.

Infelizmente não será possível o detalhamento de outros processos “não muito incomuns” nesta edição, porém muitos deles podem ser encontrados com alguns detalhes no “Projeto Open University Spirax Sarco – OPC”

Seguem alguns outros exemplos abaixo, apenas em seus objetivos / conceitos:

Unidade de Recuperação de Enxofre (URE)


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A Unidade de Recuperação de Enxofre processa o H2S contido nos gases ácidos resultantes das Unidades Recuperadoras de Amina (UDEAs), das Unidades Recuperadoras de Águas Residuais (UARs), ou de outras unidades, como as de hidrotratamento, hidrocraqueamento, reforma catalítica e coqueamento retardado.

As reações envolvidas consistem na oxidação parcial do H2S, através do processo Clauss, com produção de enxofre elementar, segundo as equações químicas abaixo:

Na URE, mais de 93% do H2S é recuperado como enxofre líquido, de pureza superior a 99,8%.


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Convém ressaltar que esta área em uma refinaria consiste em um dos locais mais críticos principalmente em termos de traceamento de vapor, visto que o enxofre caracteriza-se por um produto cuja temperatura mínima necessária para solidificação é bastante elevada (em torno de 170oC) e as conseqüências de eventuais solidificações são bastante danosas.

Portanto, este é um caso típico em que o traço é considerado crítico e os cuidados do projeto de traceamento e seleção de purgadores deverá ser bastante criterioso. Traços de vapor e seleção de purgadores recebem um item específico neste trabalho, mas convém destacar que sempre deve se buscar nestes pontos, um sistema de drenagem com condição de falha aberto. Ou seja, os purgadores recomendados devem ser do tipo termodinâmico, adequado às condições específicas, que em caso de falha, poderão causar perda de vapor vivo mas nunca comprometerão o processo.

Polimerização

Por meio deste processo ocorre a combinação entre moléculas de hidrocarbonetos mais leves do que a gasolina com moléculas de hidrocarboneto de densidades semelhante. O objetivo do processo é produzir gasolina com alto teor de octano (hidrocarboneto com oito carbonos), que possui elevado valor comercial.

Alcoilação Catalítica ou Alquilação

É um processo semelhante ao da polimerização. Também há conversão de moléculas pequenas de hidrocarbonetos em moléculas mais longas, porém difere da polimerização porque neste processo pode haver combinação de moléculas diferentes entre si. A gasolina obtida por meio da alquilação geralmente apresenta um alto teor de octanagem, sendo de grande importância na produção de gasolina para aviação.

Dessalgação e Desidratação

O objetivo destes processos é remover sal e água do óleo cru. Por meio dele o óleo é aquecido e recebe um catalisador. A massa resultante é decantada ou filtrada para retirar a água e o sal contidos no óleo.


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Hidrogenização

Processo desenvolvido por técnicos alemães para a transformação de carvão em gasolina. Por meio deste processo, as frações do petróleo são submetidas a altas pressões de hidrogênio e temperaturas elevadas, em presença de catalisadores.


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GERAÇÃO DE VAPOR

O Vapor indiscutivelmente é de extrema importância em uma refinaria e um dos motivos básicos disto pode ser identificado através de sua contribuição na participação energética, conforme observamos abaixo:

E. Elétrica 5%

VVaappoorr 3377%%

Combustível 58%

PRODUÇÃO DE VAPOR

A produção deste vapor pode se dar das seguintes maneiras:

• Caldeiras convencionais

• Sistemas de Co-geração ou Ciclos Combinados

• Caldeiras de Recuperação ou Sistemas de Recuperação de Calor

Caldeiras Convencionais

Refinarias em geral possuem diversas caldeiras que normalmente geram vapor superaquecido em torno de 100 barg e 500oC. Este vapor superaquecido é normalmente utilizado em equipamentos como turbinas motrizes de compressores e bombas, ou para geração de energia.


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Sistemas de Co-geração ou Ciclos Combinados

Vapor também é obtido em uma refinaria através de processo de co-geração, ou ciclo combinado em turbinas a gás para geração de energia elétrica. Entende-se por co-geração, a produção simultânea, num mesmo ciclo termodinâmico, de trabalho e calor. Em sistemas mais simples, isso se traduz na produção de energia elétrica e vapor. A produção de energia elétrica será efetuada por turbina a gás (ciclo Brayton), ao passo que o suprimento de vapor será efetuado por caldeiras de recuperação.

O sistema de cogeração é concebido para geração com máxima eficiência. Após a combustão do gás natural na turbina a gás, os gases de combustão resultantes, com elevada temperatura, permitem um alto potencial de recuperação de calor numa caldeira recuperadora de calor, aumentando a sua eficiência. O vapor gerado nesta caldeira é então enviado para uso industrial.

Caldeiras REPLAN


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Caldeiras de Recuperação ou Sistemas de Recuperação de Calor

O calor encontrado em gases provenientes de processos de combustão (gases quentes gerados em caldeiras convencionais, fornos de processo, incineradores ou turbinas) ou em produtos que apresentam reações exotérmicas é amplamente utilizado e possui várias aplicações em uma refinaria tais como, Pré-aquecimento de carga para fornos, geração de vapor, pré-aquecimento de ar e de água de alimentação de caldeiras etc.

A melhor utilização deste calor se dá o mais próximo possível do ponto onde o mesmo encontra-se disponível e normalmente é realizada desta forma através de caldeiras ou sistemas de recuperação dentro das unidades de processo. Sendo assim, normalmente são gerenciadas pela Operação e não pelo departamento de Utilidades da refinaria, muitas vezes propiciando maiores oportunidades de aplicação de produtos das linha ABCO, como por exemplo, em qualidade da água, descargas de nível etc.

Em verdade, calor gerado em ciclos combinados também poderiam estar classificados neste item.

A tabela a seguir nos traz as caldeiras de recuperação que podem existir nos diferentes processos:


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Process Unit Heat recovered from Steam Pressure

Thermal cracking Gas oil reflux LP

Flash chamber bottom stream recycle LP

Visbreaker Reflux from fractionator column MP

Residue from optional vacuum flasher HP

Delayed coking Coker heater flue gas HP

Pump around from fractionator LP

Olefins plant Furnace effluent HP

Fluid catalytic cracking

Flue gas from regenerator HP

Main fractionator pump around MP/HP

Hydrocracking Pump around streams MP

Hydrogen unit Reformer flue gas HP

Catalytic reforming Reactor effluent HP

Reformer heater stack gas HP

Hydrotreating Reactor effluent MP/HP

Sulfur recovery Reaction furnace flue gas HP

Sulfur condensers LP/MP

Tail gas clean up Hydrogenation reactor effluent LP

Coke-calciner Kiln combustion gas etc. HP

Solvent deasphalting Asphalt cooler LP

Process UnitProcess Unit Heat recovered fromHeat recovered from Steam Pressure

Steam Pressure

Thermal crackingThermal cracking Gas oil refluxGas oil reflux LPLP

Flash chamber bottom stream recycleFlash chamber bottom stream recycle LPLP

VisbreakerVisbreaker Reflux from fractionator columnReflux from fractionator column MPMP

Residue from optional vacuum flasherResidue from optional vacuum flasher HPHP

Delayed cokingDelayed coking Coker heater flue gasCoker heater flue gas HPHP

Pump around from fractionatorPump around from fractionator LPLP

Olefins plantOlefins plant Furnace effluentFurnace effluent HPHP



Flue gas from regeneratorFlue gas from regenerator HPHP

Main fractionator pump aroundMain fractionator pump around MP/HPMP/HP

HydrocrackingHydrocracking Pump around streamsPump around streams MPMP

Hydrogen unitHydrogen unit Reformer flue gasReformer flue gas HPHP

Catalytic reformingCatalytic reforming Reactor effluentReactor effluent HPHP

Reformer heater stack gasReformer heater stack gas HPHP

HydrotreatingHydrotreating Reactor effluentReactor effluent MP/HP MP/HP

Sulfur recoverySulfur recovery Reaction furnace flue gasReaction furnace flue gas HPHP

Sulfur condensersSulfur condensers LP/MPLP/MP

Tail gas clean upTail gas clean up Hydrogenation reactor effluentHydrogenation reactor effluent LPLP

Coke-calcinerCoke-calciner Kiln combustion gas etc.Kiln combustion gas etc. HPHP

Solvent deasphaltingSolvent deasphalting Asphalt coolerAsphalt cooler LPLP

PRESSÕES TÍPICAS DE VAPOR

A distribuição de vapor em uma refinaria normalmente possui três faixas básicas de pressão:

• HP, ou Vapor de Alta: Acima de 30 barg @ 350-500°C (normalmente 42barg) – Gerado em caldeiras de recuperação através de resfriamento de gases de processo ou de produtos do craqueamento e outros processos catalíticos; Das calderias, este vapor é principalmente usado nas turbinas para produção de energia e alimentação de linhas de Vapor de Média;


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• MP, ou Vapor de Média: 7 a 20 barg @ 200-300°C (100-300 psig @ 400-660°F) – Normalmente proveniente das reduçãões do Vapor de Alta e usado como vapor de atomização, geração de vácuo, stripping e aquecimentos em reboilers e tanques;

• LP, ou Vapor de Baixa: 3,5 a 5 Barg @150-200°C (20-50 psig @ 300-400°F) - Gerado também em trocadores de resfriamento de produtos e reduções do Vapor de Média e usado para aquecimento, stripping e traceamento.

Temos ainda, na geração de vapor e aplicações em turbinas e turbogeradores, pressões da ordem de 100 barg e 500°C conforme mencionado anteriormente.

OPORTUNIDADES NA CASA DE CALDEIRA

Pré-aquecedores de ar

O Pré-aquecimento do ar de combustão pode propiciar algumas oportunidades e uma delas e será detalhada a seguir, referente à uma aplicação ocorrida recentemente em uma de nossas refinarias:

• PROBLEMA:

O Controle de temperatura dos gases de combustão na saída do PAR (permutador de ar) para as chaminés das Caldeiras (150 ton/h P=88 bar, T=525°C) possua os seguintes problemas:

a) Perda de energia da saída dos gases devido a elevada temperatura de emissão;

b) Poluição do ambiente e aquecimento desnecessário da atmosfera, podendo resultar passivos ambientais;

c) O descontrole na temperatura dos pré-aquecedores que era manual (PAV´s = permutador ar/vapor) da caldeira provocando stall nos trocadores (estolagem devido à perda de pressão na entrada dos purgadores em função de restrições na entrada de vapor para controle da temperatura”), sob determinadas circunstâncias de operação. O stall (alagamento) gerava golpe de ariete (waterhammer) gerando risco operacional e excessiva manutenção nos purgadores existentes. O condensado gerado nos trocadores em série (PAVb e PAVa) eram direcionados para um único header de condensado, sendo que o PAVb possuía drenagem coletiva. Diferentes temperaturas e pressões de


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condensados geravam golpes de ariete. No entanto, se a temperatura dos gases da chaminé for muito baixa, caso se deseje evitar o desperdício de energia, os gases podem atingir a temperatura de orvalho gerando condensação do SO2 ou SO3 resultante, com conseqüente corrosão na torre. O set point ideal da temperatura dos gases da chaminé é um valor que não pode oscilar de 5°C, para isso ajustado entre 150°C a temperatura de controle.

d) em determinadas circunstâncias o condensado não conseguia retornar para o coletor o que necessitava purgar para a atmosfera - isso gerava perdas de energia, perdas de água de reuso (piorando o índice de aproveitamento da água/condensado).

• SOLUÇÃO:

Instalou-se válvula de controle para alimentação dos PAVs com malha comandada pela variável de saída: gás da chaminé e 4 estações com purgador de bombeamento APT14 para cada caldeira.


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• RESULTADO:

Controle preciso da temperatura, conforme desejado. Evitou waterhammer, stall e todo condensado é recuperado:

Outras Oportunidades Na Casa de Caldeira:

• Descargas de fundo até 42brg

• Descarga de nível

• Tratamento de gás combustível


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• Drenagens de Ar comprimido

Gostaríamos de abordar este tópico apesar de não referri-se a vapor, pois também identificamos como uma possível oportunidade.

No tratamento do ar nas centrais de utilidades, existe uma tendência a utilização de purgadores conhecidos por purgadores de imã invertido, que como princípio de funcionamento tem uma bóia magnética que atua um cilindro pneumático, eliminando o condensado intermitentemente (sempre que o nível interno máximo é atingido. Vide foto / desenho:

Seu conceito é muito interessante, porém por ser importado e com muita freqüência encontramos grande quantidade de resíduos nas tubulações, principalmente por degradação da mesma, as manutenções são freqüentes e onerosas.

Uma vez identificado que o problema é somente de sujeira e isento da presença de óleo (normalmente a qualidade do ar na central de utilizades obedece este critério), recomendamos nestes casos a utilização de purgadores tipo bóia, com sistema manual de filtro autolimpante VRS-2 conforme ilustração abaixo:


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Aliada a um bom procedimento operacional, incluindo acionamento semanal do VRS-2, que deve ser passado para responsáveis pela Operação de Utilidades, certamente o custo de mobilização e manutenção em purgadores de ar comprimido tenderá a zero.


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TRACEAMENTO

O Traceamento, que constitui a grande parcela de purgadores em uma refinaria, possui algumas características e cuidados necessários, bem como premissas de projeto que abordaremos a seguir.

O traceamento de um modo geral, pode ser dividido em:

• Crítico

• Encamisado

• Não-crítico

• Aquecimento simples

• Instrumentação

Traceamento Crítico:

• Previne contra a solidificação

• Previne que o produto se estrague

Manifold

Controle de Temperatura

Silenciador

Spiratec

Purgador

Purgador

Linha do Produto

Traceamento

Válvula de Bloqueio

Vapor

CondensadoManifold

Controle de Temperatura

Silenciador

Spiratec

Purgador

Purgador

Linha do Produto

Traceamento


Vapor

Condensado


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Linhas de Produtos Encamisadas

• Produtos altamente críticos

• Aquecimento ou adição de calor

Traceamento Não Crítico

• Mantém a viscosidade ótima do produto


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Aquecimento Simples:

• Previne o produto contra baixas temperaturas

Traceamento de Instrumentação

• Medidores de vazão

• Válvulas de controle

• Bombas

• Estações de amostra


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Basicamente, poderemos dividir os processos de traceamento encontrados nas refinarias em críticos e não críticos.

SELEÇÃO DO SISTEMA DA AQUECIMENTO

A Petrobras, cuja a base de seleção para sistemas de aquecimento utilizaremos como referência, utiliza basicamente duas classificações:

• Sistema de Aquecimento Convencional: Sistema para o qual a transferência de calor se dá basicamente por radiação direta do ramal de aquecimento para a tubulação.

• Sistemas de Aquecimento de Alta Performance: Sistemas para os quais a transferência de calor do ramal de aquecimento para a tubulação é significativamente aumentada, possibilitando obter-se temperaturas mais próximas à do vapor. Destacam-se: sistema com perfil de alumínio e sistema com fita de alumínio.

Os diâmetros utilizados para ramais de aquecimento devem ser de 3/8” para cobre, e 1/2” e 3/4” para aço-carbono.

Sistema de Aquecimento Convencional com Ramais Retos

A seleção dos diâmetros e quantidades de ramais de aquecimento pode ser feita através do ábaco abaixo:


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Sistema de Aquecimento Convencional com Ramal Helicoidal

Pode ser utilizado em tubulações de pequeno diâmetro (até 2”), em pequenos trechos que apresentam muitas mudanças de direção e acessórios, bem como válvulas, desde que estas linhaS sejam verticais e não tenham necessidade de desmontagem freqüente.

Traço

Vapor

CondensadoSilenciador


Purgador

Traço

Vapor

CondensadoSilenciador


Purgador

Salientamos que o ramal de traço deve ser sempre “auto-drenável”, ou seja, que tenha sempre a facilitação do escoamento do condensado. Uma linha de 6” de produto com30 metros de extensão poderá apresentar um traço helicoidal de 150 a 180 metros! A perda de carga será muito elevada e provavelmente teremos somente água quente na sua extremidade. O vapor presente no traço tendendo a elevar o condensado nesta multiplicidade de pontos baixos poderá apresentar diversos problemas para este tipo de arranjo.

Sistemas de Aquecimento de Alta Performance

Devem ser utilizados nos casos em que se deseja reduzir o número de ramais de aquecimento, principalmente para produtos de alta viscosidade. Para a escolha do tipo de sistema de alta performance, consultar tabela abaixo.


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Como aproximação, o número de ramais para os sistemas de alta performance pode ser considerado como igual a metade do número definido pelo ábaco para “Sistema de Aquecimento Convencional com Ramais Retos”.

PROFUNDIDADE TOTAL DAS BOLSAS

A Profundidade Total das Bolsas (PTB) é a somatória das elevações e quedas de tubulação, representadas abaixo na figura pela soma das medidas A + B + C definida conforme figura abaixo:

A PTB não deve ultrapassar 2,3 * (10% a pressão de entrada do vapor) e individualmente é recomendado que cada profundidade não ultrapasse 30 metros.


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COLETAS MÚLTIPLAS (DRENAGENS COLETIVAS)

Em sistemas de traceamento, dadas as grandes quantidades pequenas linhas, pode ser realizado um trabalho de otimização do número de drenagens através de drenagem coletiva, porém, para a aplicação de coletas múltiplas, devem ser considerados:

• Alimentação a partir do mesmo “manifold”

• Comprimento dos tubos e condições de troca térmica iguais

• Declividade da linha em direção do coletor

• Observada a capacidade dos purgadores para o consumo total

Portanto, teoricamente é possível ser realizada, mas há muita dificuldade de encontrarmos todas estas condições reunidas, principalmente em linhas já existentes.


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CONSUMO DE VAPOR PARA TRAÇOS

Cálculo da Perda de Calor da Linha de Produto

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∆=

1

2log

...2

dd

tLkQn

eπ

Q = Vazão da perda de calor (Watts)

ke = Condutividade térmica efetiva de isolamento (Watts/metro Kelvin)

Dt = Diferença de temp. entre a superfície aquecida e o ar ambiente (K)

d2 = Diâmetro externo do isolamento térmico (metros)

d1 = Diâmetro externo da tubulação (metros)

L = Comprimento da tubulação (metros)

Fazendo um exemplo prático, temos:

ke = 0,05 Watts/metro Kelvin (valor típico para isolamento)

————————————

Temp. ambient = 15 oC

Temp. do produto = 120 oC

∴Dt = 120 - 15 = 105 oC

————————————

Diâm. da tubul. = 300 mm (0.3 metros)

Espes. do isol. = 100 mm (0.1 metros)

∴d2 = (2 x 0.1) + 0.3 = 0,5 metros

∴d1 = 0,3 metros

————————————


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L (compr. da tubul.) = 1 metro

Qn

=× × × ×

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

2 3142 0 05 1 1050 50 3

. .

log ..

Qn

=× × × ×

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

2 3142 0 05 1 1050 50 3

. .

log ..

Q = 64,58 Watts / metro

Emissividade

“É a razão entre a radiação emitida por uma superfície e a radiação emitida de um corpo negro, nas mesmas temperaturas e em condições similares. ”

• Revestimento de alumínio tem uma baixa emissividade.

• Revestimento preto tem uma alta emissividade.

Velocidade do Vento

• O efeito do vento na perda de calor de uma tubulação é relativo a temperatura de superfície.

Para efeito de cálculo, um fator de 15% é suficiente para os efeitos de emissividade e velocidade do vento.

A perda de Calor em tubulações, baseada nos cálculos acima e já incluindo 15% na perda de calor devido ao vento e emissividade, pode ser obtida pela tabela abaixo:


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Cálculo da Transferência Total de Calor dos Traceamentos

A transferência do traço ocorre:

• Para a tubulação do produto

• Com aquecimento dos bolsões de ar

• Com propagação através do isolamento

( )Q U A t ts= −. . 1( )Q U A t ts= −. . 1

Q = transferência de calor (Watts)

U = coeficiente de transferência de calor (Watts/metro² ºC)

A = área da superfície de traceamento (metro²)

ts = temperatura do vapor saturado (ºC)

t1 = temperatura da tubulação do processo (ºC)

Continuando nosso exemplo

U = 17 Watts/metro2 oC (padrão adotado na indústria)


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———————————————

Diâm. da tubul.de traceamento = 15 mm (0,015 metros)

Compr. da tubul.de traceamento = 1 metro

∴A (diam. x p x compr.) = 0,047 metros2

———————————————

Pressão do vapor = 5 bar g ∴ ts = 159 oC

———————————————

Temperatura da tubul. = 100 oC ∴t1= 100 oC

( )Q = × × −17 0 047 159 100. ( )Q = × × −17 0 047 159 100.

Q = 47,1 Watts / metro

Considerando ainda que:

• A transferência de calor dos traceamentos deve ser igual a perda de calor das tubulações de processo.

• A transferência utilizada é igual a transferência total menos 25% aproximadamente.

• O coeficiente de transferência de calor dos traceamentos de aço e cobre é 17 W/m² ºC.

Podemos utilizar a tabela abaixo para valores ideais (não reais) relativos à transferência de calor das linhas de traceamento:


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Cálculo do Calor Total Necessário em um Sistema de Traceamento

1000×

×=

t

t

NLWQi

Qt = Calor total necessário (kiloWatts)

W = Perda de calor na tubulação do processo (Watts/metro)

L = Comprimento total da tubulação do produto com traceamento (metros)

(dividindo por 1000, converte Watts para kiloWatts)

Perda de calor = 97 Watts/metro

∴ W = 97 Watts/metro

———————————————

Comprimento total da

tubulação traceada = 200 metros ∴ L = 200 metros

Q = 97 x 200 / 1000 => Qt= 19,4 Kilowatts


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Cálculo da Demanda Total de Vapor de um Sistema de Traceamento

3600×=gf

tt

hQM

Mt = Demanda total de vapor (kilogramas/hora)

Qt = Calor total necessário (kiloWatts)

hfg = Entalpia específica de evaporação (kiloJoules/kilograma)

ou multiplicando por 3600 resulta em kilogramas/hora

Qt = 19,4 kiloWatts

——————————————

Pressão do vapor = 5 bar g

∴hfg = 2086 kiloJoules/kilograma

Mt = 4,2 kilogramas / hora

Como referência aproximada, poderemos utilizar também os gráficos abaixo:

Mt = ×2 432086

3600.

Mt = ×2 432086

3600.


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MANIFOLD DE SUPRIMENTO DE VAPOR E COLETA DE CONDENSADO

Os manifolds, ou troncos de suprimento de vapor ou recolhimento de condensado, são amplamente utilizados na industria do petróleo, principalmente devido à grande quantidade de traços de vapor e pontos de coleta para condensado existentes.


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No quadro abaixo podemos observar claramente a primeira grande vantagem de sua utilização, comparado a tomadas convencionais em linhas principais de vapor, com a eliminação de diversos pontos críticos nas mesmas:

Linha de Distribuição de Vapor(4” - 10”)

Linhas de Traço (½” ou ¾”)

Linha de Distribuição de Vapor(4” - 10”)

Linhas de Traço (½” ou ¾”)

Picagem (1½”)

ManifoldLinhas de

Traço (½” ou ¾”)

Linha de Vapor

Picagem (1½”)

ManifoldLinhas de

Traço (½” ou ¾”)

Linha de Vapor

Outro ponto de destaque é a sua importante vantagem técnica, quando comparada a fabricação de coletores, conforme abaixo:

15 componentes14 soldas

Min. 6 certificados de material

15 componentes14 soldas


1 componenteSem soldas


1 componenteSem soldas



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Neste ponto temos oportunidades de comercialização de nosso produto fabricado em UK, muito pouco exploradas, mas que merecem atenção especial, principalmente frente a grande quantidade de novos projetos existentes para os próximos anos.

Para o dimensionamento destes manifolds, ou troncos de suprimento de vapor ou recolhimento de condensado, poderemos utilizar como referência as tabelas abaixo, referenciadas na Norma N-42 da Petrobras, ou no caso da utilização dos fabricados pela SPIRAX SARCO UK, já estariam previamente dimensionados para a aplicação em função do número de pontos.


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Em suma, o uso de manifolds apresenta as seguintes vantagens:

• Economia de espaço devido à construção compacta

• Manutenção Facilitada

• Menor custo de instalação em relação aos ramais convencionais

• Menos pontos de solda / certificados

• Elimina a fabricação e o teste dos ramais durante a instalação no campo

• Atendimento à normas internacionais

• Mais leve para suportação

• Redução do tempo de projeto

• Menor área = menor perda

• Utiliza-se de válvulas tipo pistão acopladas, com alta performance e alta durabilidade por submeter a gaxeta à baixos esforços , estanqueidade total e acionamento macio mesmo sob altas pressões

• Jaqueta isolante opcional para redução de perdas e proteção pessoal (SMS)

Viabilidade Econômica dos Manifolds

Somado à todos estes benefícios, apresentaremos a seguir, como um grande facilitador para a venda de manifols, um cálculo de viabilidade com valores atualizados referenciais, porém bem próximos aos utilizados pelas engenharias (EPCistas) no custeio de projetos e onde deve ser concentrada nossa atuação, principalmente no detalhamento dos projetos.


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Custo Estimado para Manifold fabricado de 8” (MSC 08) com conexões soldadas

A) MATERIAL:

1 274

6 5

3

Item Descrição Ø Quant. Preço Unitário Sub Total 1 2 3 4 5 6 7

Tubo Sch 80 x 80” Cap Sch 80 Meia Luva

Niple Sch 80 x 3” Niple Sch 80 x 6”

Válv. Globo / Gaveta #800 Stelite LuvaReta

2” 2” ½” ½” ½” ½” 2”

1 2 8 5 4 8 1

R$ 38 / metro R$ 12 R$ 12

R$ 10 / metro R$ 10 / metro

R$ 250 R$ 15

R$ 76 R$ 24 R$ 96

R$ 2,50 R4,00

R$ 2.000 R$ 15

Total R$ 2.240,00

B) MÃO DE OBRA:


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Solda Quant. horas Descrição Localização Total de h/h1 2 2 DN 40 SW 1 e 2 4h2 16 1,5 DN 15 ou DN 20 SW 3 a 18 24h3 8 1 Ø 36 mm Biselar 19 a 26 8h

TOTAL = 36 horas

SOLDAS

Custo de mão de obra no canteiro (h/h): R$ 56,6 / hora

Inspeção e Ensaios: Acréscimo de 10% => R$ 62,26 / hora

Total da Mão de Obra para Montagem: R$ 2.241,36

CUSTO TOTAL DO MANIFOLD COM 8 VÁLVULAS FABRICADO: R$ 4.481,36

OBSERVAÇÕES:

• Custo para mão de obra na planta sobe de R$56,60 para R$ 80,00 • Não estão considerados na mão de obra custos indiretos tais como

permissão de trabalho (PT), alimentação, ASO / documentações etc. • Podemos afirmar seguramente que os custos são conservadores,

principalmente de válvulas e processo de inspeção. Sendo assim, seguramente podemos afirmar que o manifold fabricado de 8 válvulas não deve sair por menos que R$ 5.000,00, tornando o manifold Spirax Sarco com custo inferior ou igual, agregando todas as vantagens anteriormente mencionadas.


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TANCAGEM

CONTROLE DE TEMPERATURA EM TANQUES DE COMBUSTÍVEL

A área de tancagem, ou Transferência e Estocagem (TE), como é comumente conhecida dentro da refinaria, é sem dúvida uma das grandes oportunidades que temos para aplicação de nossos produtos. É um trabalho relativamente simples do ponto de vista técnico, porém que exige muita dedicação e foco neste trabalho que normalmente apresentará resultado a longo prazo, pois envolve conscientização de todos os envolvidos, normalmente está atrelado à paradas de processo e sempre será com envolvimento de forecast de engenharia.

Pontos principais deste trabalho:

Situação Geralmente Encontrada

• Aquecimento feito manualmente

• Controle impreciso

• Variações de Temperatura de Aquecimento

• Perda de energia

• Não atendimento às condições de armazenamento


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Solução

1) Estações de Controle de Pressão e Temperatura


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2) Estações de Drenagem de Condensado

Resultado / Benefícios

Situação Pós Controle Automático

• Processo automatizado

• Temperatura de aquecimento constante

• Maior confiabilidade do sistema

• Economia de Energia

• Menor número de pessoas na área

• Menor corrosão nas serpentinas

• Menor incidência de manutenção

• Redução nos custos de mão-de-obra para reparos

• Redução do consumo de combustíveis

• Redução de emissão de CO2 e CO para a atmosfera


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Outras Vantagens

• Sistema Auto-Operado

• Segurança Operacional - SMS (menores pressões)

• Melhorias no processo de bombeamento dos produtos

• Eliminação de Golpes de Ariete

• Eliminação do risco de Boilover (A água, separada do óleo entrando em ebulição provocando bolhas e derramamento de óleo quente para fora do tanque – EXTREMAMENTE PERIGOSO)

O gráfico abaixo, mostra claramente a diferença de leitura de temperaturas antes e depois do controle:


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Viabilidade do Sistema

O Cálculo que apresentaremos a seguir, deve servir apenas como referência para estudos futuros, pois dependem de fatores específicos de cada instalação tais como: características do produto, tipo de controle encontrado, condições de operação, tempo para aquecimento pode ser muito elevado etc.

Dados considerados

• Massa de Fluido a ser aquecido: 40.000 kg

• Diâmetro do tanque : 4 m ; Altura do tanque: 4 m

• Temperatura inicial : 25 ºC; Temperatura Final: 50 ºC

• Título do vapor: 80%

• Área calculada: 75,36 m2

• Calor específico do óleo: 0,5 kcal/kg ºC

• Tempo para aquecimento inicial: 2 hs


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A) Cálculo de economia de energia em tanques aquecidos: Redução de Pressão

CONSUMO DE VAPOR PARA AQUECIMENTO INICIAL E PERDAS POR IRRADIAÇÃO DURANTE O REGIME:

Q = m . Cp . ∆T + U . A . ∆TCL . x . t CL . x

Para pressão de vapor = 9,0 kgf/cm2, temos: Q = 682,35 kg/hPara pressão de vapor = 4,0 kgf/cm2, temos: Q = 652,67 kg/h

∴ Redução Percentual de 4,35 %.

B) Memorial de Cálculo de economia de energia em tanques aquecidos: Controle de Temperatura

CONSUMO DE VAPOR PARA AQUECIMENTO INICIAL E PERDAS POR IRRADIAÇÃO DURANTE O REGIME:

Q = m . Cp . ∆T + U . A . ∆TCL. x . t CL . x

Para controle manual com variação de 10 C, temos: Q = 913,73 kg/h

Para controle automático em 50 C, temos: Q = 652,67 kg/h

∴ Redução Percentual de 28,57 %.

Conclusão:

Com um controle combinado e eficiente de pressão e temperatura, podemos atingir reduções no consumo de vapor da ordem de 20 à 30%. Muitas vezes, a necessidade operacional do sistema (tempos aceitáveis, variações de tempuratura admissíveis etc.) pode diminuir significativamente esta viabilidade, mas aliado aos outros fatores / benefícios aqui referenciados, certamente em qualquer refinaria esta necessidade é eminente e justificável.


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PURGADORES: APLICAÇÃO E SELEÇÃO

A REFINARIA

Em termos genéricos, uma refinaria que processa 100.000 barris por dia possui os seguintes equipamentos (ordem de grandeza);

• 600.000 metros de tubulação;

• 50.000 válvulas;

• 8.000 instrumentos

• 700 bombas

• 30 compressores e 15 turbinas a vapor

• 400 permutadores de calor

• 200 resfriadores de ar e 2 torres de refrigeração:

• 150 tanques de armazenagem;

• 60 colunas e 27 reatores;

• 25 fornos e 15 geradores de vapor;

• 3500 purgadores.

Esta é apenas uma referência, lembrando que dependendo da localização, produto processado por exemplo, poderemos ter uma variação significativa no número de Purgadores

Em um levantamento realizado recentemente pela Spirax Sarco, obtivemos a seguinte quantidade estimativa de purgadores nas refinarias do Brasil:

Refinarias Capacidade Instalada (Mbpd)

Volume Processado

(Mbpd)

Utilização (%)

Purgadores (estimativa)

Paulínia - Replan (SP) 365 320 88% 6.000

Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 249 77% 8.500

Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 242 100% 16.000

Henrique Lage - Revap (SP) 251 241 96% 4.900

Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 116 61% 4.000

Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 186 98% 5.000


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Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 157 92% 4.500

Gabriel Passos - Regap (MG) 151 131 87% 6.000

Manaus - Reman (AM) 46 44 96% 700

Capuava - Recap (SP) 53 35 66% 750

Fortaleza - Lubnor (CE) 6 5 83% 400

Total 2.114 1.829 87% 56.750

O número de purgadores varia muito de refinaria para refinaria em função de diversos fatores tais como clima da região (temperaturas médias e mínimas), complexidade da refinaria e combustíveis utilizados na queima de fornos e caldeiras.

Porém, existe uma regra prática que determina que o número de purgadores é aproximadamente 3,5% da capacidade de refino de óleo cru (petróleo) em barris por dia. Exemplo: 250.000 bpd / 3,5% = 8750 purgadores.

Também a aplicação de purgadores deverá variar nos diferentes perfis de refinarias citados acima, mas de maneira simplificada, o percentual de aplicação de purgadores gira em torno dos seguintes valores:

• Processo: 3%

• Drenagem de Linha: 12%

• Traceamento de linhas: 80%

• Traceamento de equipamentos: 5%

USO DO VAPOR

O Uso do vapor pode ser classificado como primário, secundário, de emergência e de utilidades.

Vapor primário para processo:

• Vapor de retificação (stripping) para separação de solventes de hidrocarbonetos (em processos de fracionamento). (LP e MP);

• Aquecimentos como de reboilers;

• Acionamento de turbinas de processo ou outros acionamentos mecânicos (HP e MP);


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• Turbinas de Standby necessaries para geração de energia em caso de queda de força ou para manutenção de funcionamento das caldeiras (HP e MP);

• Vapor para ejetores de alta-pressão (MP);

• Injeção em fornos para estabilização (HP).

Vapor secundário para processo:

• Aquecimento de tanques (LP e MP);

• Traceamento (LP e MP);

• Atomização em queimadores (MP);

• Atuação de ejetores (MP);

• Desaeração em água de caldeira;

• Vapor de selagem em válvulas para prevenção de formação de coque ou vazamento (LP e MP);

• Regeneração de ar ou gases de secagem;

• Vapor/ar de descoqueamento (MP);

• Limpeza de linhas (LP);

• “Sopragem” (HP);

• Ponta de Flare

Sistemas de Emergência

• Operação emergencial de geradores de energia ou bombas (MP e HP);

• Sistemas de Incêndio (LP e MP);

• Em fornos: para paradas de processo (introdução de vapor para eliminação de gases) e em caso de fogo ou ruptura de tubos; em reatores para prevenir queda brusca de catalisador (ex. UFCC) (LP, MP e HP).


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Utilidades

• Turbinas de acionamento de bombas de alimentação de caldeiras (MP);

• Turbinas para ventiladores de caldeira (MP);

• Turbinas de compressores de ar (MP);

• Turbogeradores (MP).

SELEÇÃO DE PURGADORES

A Indústria no segmento petroquímico de uma maneira geral,tende a generalizar a aplicação de purgadores e buscar “demasiadamente” uma padronização dos sistemas de drenagem, prendendo-se muito em normas para estas aplicações, que também tendem a ser genéricas, sem muitas vezes levar em conta a complexidade de situações e pré-requisitos que encontramos em uma planta, mesmo que aparentemente tenham aplicações sejam muito similares.

Visando orientar a todos que estejam fazendo um trabalho em cima de aplicações, criamos um quadro abaixo que traz as principais considerações que devem ser tomadas em seleção de purgadores:


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Baseados nestes critérios, seguem abaixo alguns exemplos práticos visando facilitar a compreensão, bem como algumas situações reais encontradas em nossas indústrias:

• Pressão Diferencial: Conforme podemos observar nas curvas de capacidade de purgadores termostáticos BYVAP da Spirax Sarco, os mesmos apresentam comportamento específico (abertos) em pressões diferenciais mínima menores que 20 barg

•

• Condição de Falha: Não apresentaremos aqui um exemplo específico, mas gostaríamos salientar este item, como um dos mais importantes itens na seleção de purgadores, pois em casos clássicos de traços críticos, a melhor opção é a escolha de um purgador com condição de falha aberto. Um balde pode apresentar condição de falha fechado, porém um purgador termodinâmico não está sujeito a este risco, garantindo o “bom andamento” do processo em detrimento de eventuais perdas de vapor. Conforme comentado, exemplos típicos são as Unidades de Recuperação de Enxofre (URE) e linhas de produtos asfálticos, onde a temperatura mínima para que não haja solidificação é bastante elevada (bormalmente vapor de média) e as conseqüências de um resfriamento do produto bastante grave (dificuldade na re-partida, perda de faturamento etc.)


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• Fator de Segurança: Cada aplicação possui seu fator de segurança quanto ao dimensionamento de purgadores:

• Controle de Temperatura: Pressões em purgadores podem variar durante o processo, por exemplo, em função de modulações na entrada de vapor para permutadores de calor:

•


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• Retorno de Condensado: Vários fatores poderão estar influenciando na condição real do retorno de condensado:

• Mantenabilidade: Não somente as condições de projeto ou de instalação, mas também a situação em que a instalação será entregue para futuras manutenções, deve também ser levada em consideração no momento da escolha do purgador adequado.

• Padronização: Certamente, sempre que possível devemos buscar uma padronização nos equipamentos a serem aplicados, visando assim como no item anterior, facilitar a manutenção, com redução de itens de reposição e outros benefícios obtidos com uma redução de modelos de purgadores em uma planta. Porém, exatamente pelos diversos fatores aqui apresentados, muitas vezes isto não é possível. Se considerarmos que no exemplo abaixo estamos tratando de aplicações diferentes, talvez a falda de padronização seja justificada:


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• Sujidade: O tipo de eventual contaminante, o sistema de filtragem do purgador, ou eventualmente, a presença de um sistema complementar de filtragem para a drenagem, poderá em alguns casos, evitar problemas como os abaixo:

• Espaço disponível - Em alguns caso, o local não permite a instalação do purgador mais adequado para aquela aplicação específica, necessitando trabalhar com uma segunda opção:


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• Atmosfera corrosiva:

Local da Instalação – Em algumas ocasiões, o purgador poderá estar submetido a trabalho em regiões “alagadas”:


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Visando uma orientação básica para a seleção do tipo adequado de purgador, de acordo com determinadas aplicações, podemos utilizar o quadro SPIRAX SARCO de referência, indicando a primeira e segunda opção (entre parênteses) conforme abaixo:

UTILIZAÇÃO DE DISTRIBUIDORES DE FLUXO

Não poderíamos deixar de abordar neste trabalho a utilização deste equipamento, que sem dúvida trouxe uma revolução nas drenagens de refinaria, para onde foi originariamente projetado e que hoje é amplamente utilizado. O DFU, principalmente em empresas onde são muitos os pontos de drengens, apresenta inúmeras vantagens, tais como:

• Substituição do cavalete tradicional por um único equipamento


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• Redução de espaço

• Utilização de válvulas tipo pistão com alta performance e alta durabilidade, por submeter a gaxeta à baixos esforços, estanqueidade total e acionamento macio, mesmo sob altas pressões.

• Utilização de conexão universal – troca do purgador em minutos

• Possibilidade de testes de performance do purgador

• Montagem em qualquer posição

• Redução significativa dos pontos sujeitos à vazamentos (uniões, castelos de válvulas etc.)

• Etc.

Cabe neste ponto um comentário a respeito das válvulas tipo pistão VP 800. Além das excelentes características mencionadas, lembramos que a mesma chama atenção também no aspecto de SMS. Devido ao orifício existente, pode ser enviado sinal de vazamento das gaxetas, ou caso isto ocorra, o vazamento será pela lateral e não para cima, proporcionando maior segurança para o operador:


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SILENCIADORES

Destaque principal no aspecto SMS, este acessório já é inclusive obrigatório conformeitem 4.1.13 da norma N-116 da Petrobras, da seguinte forma: “Prever silenciador para redução de ruído em sistema que tenha alívio para a atmosfera, mesmo durante a parada para manutenção.”


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REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS

Apostila: Processos de Refinação: Elie Abade / Engº de Processamento da Petrobras

Petróleo: Noções sobre Exploração, Perfuração, Produção e Microbiologia – Oton Luiz Corrêa

Projeto Open University / SPIRAX SARCO

CEFET /RJ: Apresentações do Curso de Pós Graduação em Petróleo

Petrobrás – Site / Espaço Conhecer

Normas Petrobras – N-116, N-42 e N-57

refino de petrleo

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