Processamento de Gás Natural

Prof.° Pedro Monteiro / Esp. Engenharia de Petróleo Aula 12

Óleo produzido:
mistura de óleo, gás,
água e impurezas

Localizada na entrada do vaso. Nesta seção o fluido choca-se com
dispositivos defletores ou passa através de um difusor, fazendo com que boa
parte do gás se separe do líquido, este último fica na parte inferior do vaso.

Localizada na parte superior do vaso. Onde as gotículas maiores de óleo, que
permaneceram na corrente gasosa, são separadas por decantação.

Prof.° Pedro Monteiro

Óleo produzido:
mistura de óleo, gás,
água e impurezas

Formada pela região inferior do vaso. Nesta seção o tempo de retenção deve
ser suficiente para que ocorra a separação do gás remanescente na fase
líquida, além de permitir a separação de grande parte da água, no caso dos
separadores trifásicos.

Localizada normalmente próxima à saída de gás. As gotículas de líquido
arrastadas pela corrente gasosa, não separadas nas seções anteriores, são
aglutinadas e removidas do fluxo gasoso, através de dispositivos que
apresentam superfície com elevada área de contato.


O separador bifásico tem a finalidade de separar as fases
líquidas (petróleo ou petróleo + água) e vapor (gás seco ou
saturado de vapor d’água). É um vaso de pressão, comumente
cilíndrico (horizontal ou vertical) e eventualmente esférico,
onde, por efeito da gravidade, o líquido decanta no fundo,
sendo retirado do equipamento através de uma tubulação de
drenagem com válvula acionada por controlador de nível de
líquido no vaso. O gás acumulado na parte superior do
equipamento é removido geralmente por meio de tubulação
equipada com válvula acionada por um controlador da pressão
de operação do separador.

O Separador Trifásico é bastante semelhante ao Separador
Bifásico, usando, inclusive, os mesmos tipos de dispositivos
internos. Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água
na seção de acumulação, o que implica na instalação de mais
uma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema de
controle de interface óleo/água.

ANP: “Define-se o gás natural como um gás combustível
processado que consiste em uma mistura de hidrocarbonetos,
principalmente metano, etano, propano e hidrocarbonetos mais
pesados em quantidades menores.

Apresenta normalmente gases inertes, tais como nitrogênio e
dióxido de carbono, bem como traços de outros constituintes”.

Ocorre em acumulações subterrâneas, em reservatórios porosos,
com ou sem petróleo (associado x não-associado)

Antigamente era subproduto do processamento do petróleo

Atualmente, a legislação proíbe o descarte direto na atmosfera

Hoje suas frações são utilizadas em diversas finalidades (Ex: GNV,
injeção em poços, GLP, gasolina natural), e reações químicas são
utilizadas para produzir outros produtos a partir dele (Ex: amônia,
combustíveis líquidos)


COMPONENTES COMP. (%)
Nitrogênio (N2) Traços-15
Dióxido de carbono (CO2) Traços-5
Gás sulfídrico (H2S ) Traços-3
Hélio (He) Traços-5
Metano (CH4) 70-98
Etano (C2H6) 1-10
Propano (C3H8) Traços-5
Butanos (C4H10) Traços-2
Pentanos (C5H12) Traços-1
Hexanos (C6H14) Traços-0,5
Heptanos + (C7 +) Traços-0,5


Os gasodutos existentes em áreas de produção de gás
apresentam características especíﬁcas para a atividade de
coleta de gás. Essa atividade compreende a movimentação de
pequenas quantidades de gás por meio de gasodutos com
diâmetro reduzido.

Estes, geralmente, operam sob baixa pressão, conectando
diferentes poços produtores e estendendo-se por pequenas
distâncias. Antes de entrar na rede de transporte de alta
pressão, o gás, que é movimentado dentro da rede de coleta,
deve ser tratado, medido e comprimido.


 Forma mais segura de transportar energia por terra;

 Menor risco de poluição (pois os riscos de acidente e de
derrame ou fuga são reduzidos);

 Mais econômico (relativamente ao transporte marítimo);

 Menores custos de transporte de líquidos, a médias e longas
distâncias;

 Maior facilidade na distribuição e no acesso aos combustíveis;

 Permitem o escoamento de grandes volumes de combustíveis;

 É a melhor solução para o transporte do gás natural e do
petróleo.


 Dificuldade de armazenamento de energia;

 Dificuldade em alterar o percurso e a quantidade
transportada (ex. a Bielo-Rússia impediu, durante algumas
semanas, o abastecimento de gás-natural da Rússia para a
Alemanha);

 Destruição dos ecossistemas.


1 - Injeção inicial do produto Estações onde é feita a introdução do produto
na linha de transporte.
2 - Distribuição parcial Estações onde é feita parte da distribuição do
produto.
3 - Bomba/compressor Estações que abrigam as bombas e os compressores
usados para mover o produto ao longo das tubagens.
4 - Válvula de bloqueio É uma válvula utilizada para parar o fluxo do produto
através das tubagens, e isolar um segmento da rede de tubos ou um
componente do sistema.
5 - Entrega final O trajeto do produto chega ao fim. O produto é entregue
ao consumidor.

Redução ou remoção de contaminantes (CO2, N2, H2S, H2O)

Atender as especificações das agências (ANP) e mercado

Não danificar equipamentos dinâmicos e estáticos

Não causar problemas operacionais

Ser transportado a altas pressões por longas distâncias
através de dutos


Portaria ANP n⁰ 104, de 08/07/2002 e Regulamento Técnico ANP n⁰
3/2002

Estabelece a especificação do gás natural processado, de origem
nacional ou importado, a ser comercializado em todo o território
nacional (não se aplica ao uso como matéria-prima)

Especificações: Poder calorífico superior e inferior, índice de Wobbe,
número de metano, composição (metano, etano, propano, C4 +),
enxofre total, gás sulfídrico, ponto de orvalho,inertes (N2+CO2), N2,
oxigênio, partículas sólidas e líquidas

Especificações Nordeste:

H2S: máx 15,0 mg/m3 (10,6 ppm); Ponto de orvalho: máx -390C; N2:
máx 2%; Inertes (N2+CO2): máx 5%; O2: máx 0,5%; PCS: 35000 a 42000
kJ/m3; Índice Wobbe: 46500 a 52500 kJ/m3; CH4: mín 86%; C2H6: máx
10%; C3H8: máx 3,0%; C4 +: máx 1,5%

O processamento de campo é um processamento preliminar,
realizado no campo de produção ou na plataforma de modo a retirar
frações pesadas do gás natural (riqueza do gás - caso dos campos de
gás associado) de forma a facilitar o manuseio dos produtos obtidos
sob determinadas temperatura e permitir sua compressão para
terra ou até a estação de tratamento mais próxima.

Entende-se por processamento do Gás Natural a seqüência de
operações que tem por objetivo separar as frações mais pesadas do
gás de maior valor econômico, originando outro gás de menor valor
energético, denominado Gás Natural Processado.

É muito interessante observar que as frações pesadas, obtidas no
estado líquido, são constituídas por hidrocarbonetos de maior peso
molecular, enquanto o Gás Natural Processado é composto
basicamente por metano e etano que, juntos, somam cerca de 75%
em peso do Gás Natural.


Ao analisar mais a fundo os gases desde a exploração até o
processamento é necessário saber com que tipo de gases está
lidando antes de seu processamento e condicionamento
provisório:

O que é Gás Natural Rico?

Gás que tem teor de compostos mais pesados que o propano,
constituído pelas frações de GLP e gasolina natural.

O que é Gás Natural Pobre?

Gás que tem predominância em Metano.


O Processamento de Gás Natural é realizado através de uma
instalação industrial denominada Unidade de Processamento
de Gás Natural (UPGN). O processamento em planta (em
cada uma de suas UPGN), objetiva recuperar hidrocarbonetos
líquidos e o chamado gás residual que é, então, comprimido
para as estações de tratamento. Ao processar o gás natural
úmido nas UPGN, são obtidos os seguintes produtos: (i) gás
seco (também o conhecido como gás residual); e (ii) o líquido
de gás natural (LGN), que contém propano (C3) e butano (C4)
(que formam o gás liquefeito de petróleo GLP) e a gasolina
natural (C5+). Este ultimo virá a ser utilizado no mercado
consumidor, enquanto o gás residual será descartado ou
reaproveitado para outros fins.


Reservatórios de petróleo produzem água juntamente com óleo e
gás. É esperado que o GN contenha água em suspensão.

A água precisa ser removida para:
 Evitar a corrosão.
 Água condensada causa necessidade de bomba mais
potente, devido maior perda de carga.
 Evitar a formação de hidratos, um sólido similar à neve,
que causa entupimento das linhas, válvulas de controle e
filtros e redução da capacidade dos gasodutos →
formação de “plugs” em linhas de gás e óleo.


Quimicamente, os hidratos são uma combinação da água livre
com hidrocarbonetos, formando estrutura com diversas
moléculas de água para cada molécula de hidrocarboneto
(molécula de hidrocarboneto trapeada em cavidades
formadas pelas moléculas de água)


Compressão (↑P): compressor e sistema de
arrefecimento, para remover água mediante condensação.

Refrigeração (↓T): Passagem do gás por serpentinas
refrigeradas; comumente chamado de LTS (low-
temperature separation); em geral, mais caro que outros
métodos

Em ambos os métodos, deve-se ter o cuidado para
condensar a água seletivamente, sem condensar os
hidrocarbonetos


 Processo de superfície de transferência de massa
gás-sólido.
 Ligação física ou química.
 Adsorbato retido completamente até saturação.
 Adsorventes: carvão ativado, peneira molecular
(zeólitas), silica gel, alumina ativada, gel de ácido
crômico, terras diatomáceas.
 Adsorvente regenerado por ação do calor.
 Característica: alta área superficial (até 3000 m2/g)
e afinidade com a água.


Em geral, é caro remover N2 do gás natural.

Processo só é realizado quando o teor de N2
é elevado, a ponto de:
- Elevar os custos de transporte;
- Reduzir o poder calorífico do GN;
- Diminuir o número de metano e aumentar a
resistência à detonação (no caso do uso
veicular)


 Processo: Criogenia, baseados na diferença
de ebulição:
T0ebCH4= -1610C; T0ebN2= -1960C (P=1 atm)

Gás natural é condensado, separando-se do
N2 (g).
Em seguida, gás é novamente vaporizado
Tanto o gás tratado quanto o N2 separado
passam em trocadores de calor para
arrefecer o gás entrante.

Objetivo: Idem ao N2 e evitar a ocorrência de
processos corrosivos; presente devido ocorrência
natural ou a processo de extração

Geralmente removido juntamente com H2S
(processo de adoçamento), através de processos
de absorção


 Remoção de compostos de enxofre (H2S,
mercaptans, CS2) causadores de corrosão e
tóxicos e com mau cheiro.
 Feita através de processos de absorção.
 Mais usados → Processos químicos
reversíveis com soluções de aminas (MEA,
DEA, MDEA, TEA):
2RNH2 + H2S ↔(RNH3)2S
 Sulfinol(diisopropanolamina+sulfolame+água
desmineralizada) também é utilizado.

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