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<p>Capa</p><p>© Bookman Companhia Editora Ltda., 2016</p><p>Gerente editorial: Arysinha Jacques A�onso</p><p>Colaboraram nesta edição:</p><p>Editora: Denise Weber Nowaczyk</p><p>Processamento pedagógico: Lívia Allgayer Freitag</p><p>Capa e projeto grá�co: Paola Manica</p><p>Imagem da capa: Kadmy/Bigstock</p><p>Editoração: Kaéle Finalizando Ideiais</p><p>Produção digital: Kaéle Finalizando Ideiais</p><p>P497 Petróleo e gás : princípios de exploração, produção e</p><p>refino</p><p>[recurso eletrônico] / Organizador, Marcelo Gauto. – Porto</p><p>Alegre : Bookman, 2016.</p><p>e-PUB.</p><p>Editado como livro impresso em 2016.</p><p>ISBN 978-85-8260-402-1</p><p>1. Química. 2. Petróleo. 3. Gás. I. Gauto, Marcelo.</p><p>CDU 66.061.3</p><p>Catalogação na publicação: Poliana Sanchez de Araujo – CRB 10/2094</p><p>Reservados todos os direitos de publicação à</p><p>BOOKMAN EDITORA LTDA., uma empresa do GRUPO A EDUCAÇÃO S.A.</p><p>A série Tekne engloba publicações voltadas à educação pro�ssional e tecnológica.</p><p>Av. Jerônimo de Ornelas, 670 – Santana</p><p>90040-340 – Porto Alegre – RS</p><p>Fone: (51) 3027-7000 Fax: (51) 3027-7070</p><p>SÃO PAULO</p><p>Rua Doutor Cesário Mota Jr., 63 – Vila Buarque</p><p>01221-020 – São Paulo – SP</p><p>Fone: (11) 3221-9033</p><p>SAC 0800 703-3444 – www.grupoa.com.br</p><p>É proibida a duplicação ou reprodução deste volume, no todo ou em parte, sob quaisquer formas ou por quaisquer meios (eletrônico,</p><p>mecânico, gravação, fotocópia, distribuição na Web e outros), sem permissão expressa da Editora.</p><p>Prefácio</p><p>Após mais de um século e meio desde seu início, a indústria do petróleo continua imponente e estratégica.</p><p>Ao contrário do que se imaginava, a produção de petróleo e gás segue aumentando, ainda longe, talvez,</p><p>do chamado “pico de óleo”, quando a produção entrará em declínio. Esse aumento contínuo tem sido</p><p>sustentado por novas descobertas tradicionais e, principalmente, por fontes não convencionais, como as</p><p>areais betuminosas do Canadá, o shale norte americano, o pré-sal brasileiro, entre outros. E assim a</p><p>indústria do petróleo vai se renovando.</p><p>Muitos são os profissionais envolvidos em toda a cadeia de óleo e gás, técnicos de diferentes áreas de</p><p>formação básica que precisam se especializar para atuar nessa exigente indústria. Do que é feito o</p><p>petróleo? De onde e como ele é obtido? Quais produtos derivam dele? O gás é encontrado junto ao</p><p>petróleo? Como eles são transportados? Essas e tantas outras questões precisam estar claras para os</p><p>profissionais que atuam e/ou pretendem atuar nesse ramo. Pensando nisso elaborou-se esta obra.</p><p>Este livro está dividido em oito capítulos, que permitem o estudo dos mais tradicionais assuntos sobre</p><p>petróleo e gás, da etapa de exploração das jazidas até o refino e distribuição dos derivados.</p><p>Resumidamente, os assuntos descritos são:</p><p>Capítulo 1: faz um breve relato da história do petróleo, sua composição química, principais</p><p>contaminantes, classificações dos diferentes tipos de óleo e como as principais características físico-</p><p>químicas influenciam nos processos de transporte e na posterior etapa de refino.</p><p>Capítulo 2: apresenta os principais derivados do petróleo, composição, características básicas e as</p><p>diferentes aplicações de cada um deles.</p><p>Capítulo 3: aborda as condições e os elementos necessários para que ocorra a formação de óleo e gás,</p><p>bem como as principais técnicas de exploração utilizadas mundialmente.</p><p>Capítulo 4: trata da retirada do petróleo e do gás dos reservatórios e dos principais equipamentos e a</p><p>infraestrutura necessários para que isso ocorra.</p><p>Capítulo 5: examina as etapas básicas do escoamento e refino do gás natural, dos principais derivados</p><p>do processamento do gás e do papel dos terminais de armazenamento na cadeia do petróleo e do gás.</p><p>Capítulo 6: descreve os principais processos de refino do petróleo na obtenção de importantes derivados,</p><p>como gás de cozinha, gasolina, diesel, querosene, entre outros, bem como onde estão localizadas as</p><p>refinarias brasileiras.</p><p>Capítulo 7: identifica os processos utilizados para remoção de contaminantes dos derivados produzidos e</p><p>o impacto positivo na minimização da geração de resíduos de uma refinaria.</p><p>Capítulo 8: apresenta as principais utilidades de processos utilizadas na indústria do petróleo, tais como</p><p>água de refrigeração, vapor, ar comprimido e energia elétrica.</p><p>Como cada tópico apresenta um assunto amplo e muito diversificado, não espera-se que se esgote aqui o</p><p>conhecimento a respeito dos processos descritos, mas que o texto sirva de ponto de partida no estudo da</p><p>indústria do petróleo e gás.</p><p>A forma de abordagem dos tópicos foi especialmente preparada para facilitar o entendimento e o</p><p>aprendizado. Cada capítulo contém uma explanação detalhada dos assuntos citados anteriormente,</p><p>oferecendo os seguintes diferenciais em relação a outras obras no mercado:</p><p>um caso inicial traz um assunto relevante e pertinente, que serve de ponto de partida para o estudo</p><p>dos tópicos subsequentes;</p><p>projeto gráfico e pedagógico especialmente desenvolvido para facilitar a aprendizagem, com</p><p>conceitos-chave em destaque, notas laterais, dicas e questionamentos que reforçam o processo de</p><p>ensino-aprendizagem;</p><p>exercícios para fixação do conteúdo ao final de cada capítulo;</p><p>exercícios complementares e material de apoio para estudantes e professores no site do Grupo A.</p><p>Assim, espera-se que o conhecimento oferecido nesta obra contribua com a formação de um profissional</p><p>capacitado, crítico e atento aos desafios da indústria do petróleo. Deseja-se, por fim, uma boa leitura e</p><p>ótimos estudos!</p><p>Marcelo Gauto</p><p>Organizador</p><p>Sumário</p><p>Capa</p><p>Aviso</p><p>Folha de rosto</p><p>Ficha</p><p>Organizadores</p><p>Agradecimentos</p><p>Prefácio</p><p>Capítulo 1 - O petróleo</p><p>Breve histórico do petróleo</p><p>Antiguidade</p><p>Era moderna</p><p>Composição e propriedades do petróleo</p><p>Hidrocarbonetos</p><p>Impurezas do petróleo</p><p>Compostos sulfurados</p><p>Compostos nitrogenados</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Capa.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Aviso.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Folha_Rosto.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Ficha.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Organizador.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Agradecimentos.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Prefacio.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-3</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-4</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-5</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-6</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-7</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-8</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-9</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-10</p><p>Compostos oxigenados</p><p>Compostos organometálicos</p><p>Impurezas oleofóbicas</p><p>Resinas e asfaltenos</p><p>Qualidade do petróleo</p><p>Densidade API</p><p>Pressão de vapor</p><p>Ponto de fluidez</p><p>Viscosidade</p><p>Acidez total</p><p>Teor de resinas e asfaltenos – análise SARA</p><p>Destilação PEV do petróleo</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 2 - Derivados do petróleo: características</p><p>e aplicações</p><p>Derivados combustíveis</p><p>Gás liquefeito de petróleo</p><p>Tipos</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-11</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-12</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-13</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-14</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-15</p><p>pois o GLP apresenta poder calorífico acima das outras opções de</p><p>combustíveis e oferece uma queima limpa, isenta de resíduos e extremamente controlada.</p><p>Outras aplicações da mistura C3/C4 ocorrem na indústria petroquímica, não como GLP exatamente (por</p><p>não ter sido odorizado com mercaptanas para queima), mas como matéria-prima para a fabricação de</p><p>polímeros, borrachas, álcoois e éteres, além da mistura propano/butano ser utilizada como propelente em</p><p>aerossóis.</p><p>O GLP está presente em 100 % dos municípios brasileiros e em todas as classes</p><p>sociais ; possui penetração de mercado superior a insumos básicos, como energia</p><p>elétrica, água encanada e esgoto.</p><p>Produção</p><p>O GLP é produzido:</p><p>nas unidades de processamento de gás natural (UPGNs); e</p><p>nas refinarias: na destilação atmosférica, no craqueamento catalítico (FCC; responsável por 80 % da</p><p>produção de GLP no Brasil), no coqueamento retardado e na reforma catalítica.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Por que etano, pentanos e hexanos não são desejáveis no GLP?</p><p>2. Cite as diferenças de composição e de aplicação entre o propano comercial, o propano especial e</p><p>o butano comercial.</p><p>Gasolina</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Por que etanol é adicionado à gasolina brasileira? Quais são as porcentagens dessa mistura</p><p>praticadas no período vigente?</p><p>A gasolina tradicional é a mistura de diferentes hidrocarbonetos, com diversas</p><p>estruturas moleculares (alifáticas, naftênicas, aromáticas, saturadas, insaturadas, normais</p><p>e ramificadas), não sendo relevante em sua aplicação cotidiana a distribuição das</p><p>quantidades de cada uma dessas estruturas. Ela pode possuir cadeias entre quatro e 12</p><p>carbonos, sendo que, usualmente, se considera composta por hidrocarbonetos de cinco a</p><p>10 carbonos, e faixa de destilação de 30 a 220 °C (FARAH, 2012).</p><p>Algumas gasolinas podem conter compostos oxigenados, como álcoois e éteres. No caso específico do</p><p>Brasil, devido às características agrícolas do nosso país, com a disponibilidade de grandes áreas para a</p><p>plantação de cana-de-açúcar, o governo brasileiro, desde a década de 1930, regulamenta, por lei federal,</p><p>a adição de etanol derivado da cana à gasolina, em porcentagens que variaram muito ao longo dos anos.</p><p>Em agosto de 2015, a legislação previa uma mistura mínima de 20 % e uma máxima de 27,5 % de</p><p>etanol à gasolina, sendo praticado 27 % para as gasolinas comuns e aditivadas e 25 % para as</p><p>gasolinas premium (BRASIL, 2015).</p><p>Em outros países, além do etanol, e com o mesmo objetivo de aumentar a octanagem (cuja definição</p><p>veremos mais adiante, neste capítulo) do produto, são utilizados outros oxigenados, entre os quais se</p><p>destaca o MTBE (metil, terc-butil éter), que tem sofrido restrições devido à contaminação que pode</p><p>acarretar aos lençóis freáticos em especial. Também se utilizam outros aditivos para o acerto da</p><p>octanagem, em especial na gasolina para aviões. Entre eles, o mais conhecido é o Pb(C2 H5 )4 (chumbo</p><p>tetraetila). Por questões toxicológicas, esse aditivo é proibido para veículos terrestres no Brasil e na</p><p>Europa.</p><p>A gasolina denominada A, a que sai das refinarias, é composta quase que 100 % por hidrocarbonetos. A</p><p>exceção é a presença de pequenas quantidades de compostos sulfurados que existem no petróleo,</p><p>indesejáveis pelo impacto ambiental que produzem. Também fazem parte da especificação da gasolina</p><p>outros elementos, como silício, fósforo e chumbo, compostos estes que têm origem no processamento do</p><p>petróleo.</p><p>Hoje, no país, o limite é de 50 partes por milhão (ppm) de enxofre na gasolina, sendo</p><p>que esse composto é removido por hidrogenação das frações, como será discutido no</p><p>Capítulo 7.</p><p>As gasolinas comum, aditivada e premium consistem na mistura da gasolina A com o percentual de etanol</p><p>determinado pela autoridade federal. Gasolinas especiais, como a de aviação ou a de competição, podem</p><p>ou não possuir etanol em sua composição; tudo depende das características que se deseja obter. Esses</p><p>tipos de gasolina serão abordados com mais detalhes na seção a seguir.</p><p>As características das cadeias carbônicas que constituirão a gasolina variam conforme o petróleo. O que</p><p>determina as características de composição da gasolina produzida é o fato de o óleo utilizado ser mais</p><p>parafínico, naftênico ou aromático. Assim, podemos afirmar que a gasolina A é composta de</p><p>hidrocarbonetos saturados, lineares e ramificados, hidrocarbonetos naftênicos e hidrocarbonetos</p><p>aromáticos em maior ou menor grau, dependendo do petróleo utilizado. Ressalta-se que a legislação</p><p>brasileira limita a, no máximo, 25 % os compostos olefínicos e 35 % os compostos aromáticos, em</p><p>volume, presentes na gasolina (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2001).</p><p>Tipos</p><p>Os tipos de gasolina são apresentados no Quadro 2.2.</p><p>Quadro 2.2 Tipos de gasolina</p><p>Gasolina A Gasolina produzida pelas refinarias sem a adição de etanol e que não é comercializada</p><p>ao público (no varejo), somente às distribuidoras. Não tem número de octanas definido,</p><p>tendo em vista não ser utilizada pura, mas sua octanagem é menor do que a da gasolina</p><p>misturada com etanol.</p><p>Gasolina</p><p>comum</p><p>Mistura da gasolina A com etanol, feita nas distribuidoras de combustíveis. O percentual</p><p>da mistura é definido pelo Governo Federal e em agosto de 2015 estava em 27 %. Sua</p><p>octanagem mínima é 87 (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2001).</p><p>Gasolina</p><p>aditivada</p><p>Obtida pela aditivação da gasolina comum, esta gasolina é formulada por algumas</p><p>distribuidoras de combustíveis, que realizam a adição de substâncias com propriedades</p><p>detergentes, antioxidantes e redutoras de fuligem à gasolina comum. A aditivação tem</p><p>como objetivo manter a limpeza do motor. Não necessariamente todos esses aditivos</p><p>têm que estar presentes; eles variam conforme a distribuidora fabricante do combustível,</p><p>e não é obrigatório que a distribuidora forneça uma gasolina com essas características.</p><p>Como a composição básica não muda em relação à gasolina comum, sua octanagem</p><p>também é 87.</p><p>Gasolina</p><p>premium</p><p>Gasolina em que se garante um número de octanas superior, na faixa de 95. Isso é</p><p>possível pela seleção dos hidrocarbonetos que estarão presentes na gasolina, como</p><p>maior proporção de compostos naftênicos e aromáticos do que na gasolina comum.</p><p>Nesta gasolina, o percentual de etanol é de 25 %.</p><p>Gasolina de</p><p>aviação</p><p>Gasolina com octanagem na faixa de 100 a 130, rica em nafta proveniente de reforma</p><p>catalítica (ver mais detalhes no Capítulo 6), com alto teor de compostos aromáticos e</p><p>adição do chumbo tetraetila.</p><p>Gasolinas</p><p>especiais e</p><p>de</p><p>competição</p><p>Gasolinas produzidas conforme necessidades específicas dos motores que a utilizarão,</p><p>diferenciadas pela octanagem, densidade e composição.</p><p>Aplicações</p><p>A gasolina é utilizada como combustível para motores que funcionam baseados no ciclo Otto. A função</p><p>desses motores é produzir movimento, energia mecânica, a partir de energia térmica liberada na</p><p>combustão da gasolina.</p><p>Os motores do ciclo Otto têm uma câmara de combustão onde ocorre a reação de queima do combustível.</p><p>Dentro dessa câmara, desliza um pistão que será responsável por transformar a energia liberada na</p><p>reação química em energia mecânica através de seu movimento. O processo ocorre basicamente em</p><p>quatro etapas, conforme descrito a seguir (ver Figura 2.1).</p><p>Figura 2.1 Etapas de funcionamento do motor ciclo Otto.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>1. Admissão: a gasolina é admitida por meio de uma válvula para dentro da câmara, juntamente</p><p>com o ar (oxigênio) necessário à reação.</p><p>2. Compressão: o pistão faz um movimento ascendente, comprimindo a gasolina em um pequeno</p><p>espaço dentro da câmara.</p><p>3. Explosão: com o auxílio da vela de ignição, é produzida uma fagulha que dá origem à reação de</p><p>combustão. Essa reação provoca um aumento instantâneo de volume e, em consequência, de</p><p>pressão, que empurra o pistão para baixo provocando o movimento. É nesta fase que ocorrem as</p><p>maiores pressões do ciclo.</p><p>4. Descarga: depois de concluída a reação, o pistão deve subir novamente – neste momento com</p><p>uma segunda função, que é a descarga do gás carbônico e do vapor d’água produzidos na reação</p><p>–, por meio de outra válvula, que segue para o escapamento</p><p>do motor.</p><p>Antigamente, a admissão e a descarga eram feitas de forma mecânica por uma peça chamada</p><p>carburador, que já não é mais utilizada nos carros modernos, nos quais essas operações agora são feitas</p><p>de modo eletrônico, com a famosa injeção eletrônica. Na fase de compressão, há a definição de um</p><p>termo muito conhecido, que é a octanagem ou número de octanas.</p><p>Octanagem é a medida da resistência da gasolina à compressão em um motor, ou seja, à</p><p>detonação do combustível dentro da câmara de combustão do ciclo Otto, sob condições</p><p>padronizadas. Quanto maior o número de octanas, mais resistente à compressão será a</p><p>gasolina. Isso quer dizer que, quanto mais elevada a octanagem, maior será a</p><p>capacidade de o combustível ser comprimido, sob altas temperaturas, na câmara de</p><p>combustão, sem que ocorra a detonação.</p><p>A octanagem estabelece uma relação de equivalência de determinada gasolina à porcentagem de mistura</p><p>de isoctano (2,2,4-trimetilpentano) e n-heptano em determinadas condições. O método de comparação</p><p>define arbitrariamente que o isoctano puro tem octanagem 100, enquanto o n-heptano tem número de</p><p>octanas zero.</p><p>Dessa forma, a gasolina comum, por exemplo, que possui octanagem 87, apresenta resistência de</p><p>detonação equivalente a uma mistura de 87 % de isoctano e 13 % de n-heptano. De forma geral,</p><p>compostos parafínicos possuem baixa octanagem, enquanto os naftênicos e aromáticos possuem</p><p>octanagem até maior do que o isoctano, por exemplo.</p><p>Uma gasolina com índice de octanagem baixo terá pouca força para empurrar o</p><p>pistão, ocasionando o que popularmente é chamado de “bater pino”, visto que o pistão</p><p>não conseguirá cumprir seu ciclo completo, o que acarreta uma série de problemas no</p><p>motor. Já combustíveis com alto teor de octanagem tendem a aumentar a potência do</p><p>motor, porém, não são necessariamente benéficos a ele; há sempre que se conciliar as</p><p>características do motor e do combustível.</p><p>Produção</p><p>A gasolina é produzida:</p><p>nas UPGNs, como subproduto; e</p><p>nas refinarias: na destilação direta, no FCC, na reforma catalítica, no coqueamento retardado, no</p><p>hidrocraqueamento catalítico e na alquilação.</p><p>As características da nafta produzida nos processos de refino variam conforme consta no Quadro 2.3.</p><p>Quadro 2.3 Obtenção da nafta nas refinarias de petróleo</p><p>Forma de</p><p>produção Característica da nafta produzida</p><p>Destilação direta Predomínio de hidrocarbonetos parafínicos de baixa octanagem</p><p>FCC Predomínio de hidrocarbonetos parafínicos ramificados de maior octanagem do</p><p>que aquela produzida por destilação direta</p><p>Reforma catalítica Predomínio de compostos aromáticos de alta octanagem</p><p>Coqueamento</p><p>retardado</p><p>Predomínio de compostos olefínicos de boa octanagem, isto é, com valor</p><p>intermediário, situado entre a obtida por destilação direta e a de FCC</p><p>Hidrocraqueamento</p><p>catalítico Predomínio de cadeias saturadas de baixa octanagem</p><p>Alquilação Predomínio de compostos de cadeia ramificada de alta octanagem</p><p>Na prática, a gasolina que consumimos é a mistura de nafta originária de todos os processos do</p><p>Quadro 2.3. Sua composição varia conforme as características do petróleo processado e dos esquemas</p><p>de refino utilizados, sendo que a maior fonte de gasolina em todas as refinarias é a corrente de nafta</p><p>produzida por FCC. A nafta petroquímica será abordada em mais detalhes posteriormente, neste capítulo.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Quais são as propriedades do óleo utilizado que determinam as características de composição da</p><p>gasolina? O que a legislação brasileira impõe a esse respeito?</p><p>2. Com relação à octanagem, responda as questões a seguir.</p><p>a. De forma geral, gasolinas com maior número de octanas aumentam ou diminuem a potência do</p><p>motor? Justifique.</p><p>b. Pode-se afirmar que uma octanagem superior sempre será mais vantajosa para o motor do que</p><p>uma octanagem inferior? Por quê?</p><p>c. Quais são as faixas de octanagem das seguintes gasolinas: comum, aditivada, premium e de</p><p>aviação?</p><p>Querosene de aviação</p><p>O querosene de aviação, conhecido como QAV, é um combustível utilizado em turbinas</p><p>de avião. Similar aos demais querosenes, o QAV é uma mistura de hidrocarbonetos com</p><p>faixa de destilação compreendida entre 150 e 300 °C (FARAH, 2012), com grande</p><p>predominância de cadeias parafínicas. Nessa faixa de temperatura, há</p><p>predominantemente moléculas com nove a 17 (normalmente 15) átomos de carbono.</p><p>Na especificação do querosene de aviação (QAV), há uma restrição ao teor de compostos aromáticos,</p><p>limitados a 26,5 % em massa, sendo que o restante da composição é de parafínicos, entre 35 e 60 %, e</p><p>naftênicos, entre 25 e 50 %. A restrição aos compostos aromáticos é necessária para:</p><p>garantir uma melhor queima do combustível;</p><p>minimizar a formação e a deposição de fuligem; e</p><p>evitar o ataque indesejável às borrachas do sistema de combustível das aeronaves.</p><p>É possível que o QAV contenha alguns contaminantes, como compostos de enxofre, oxigênio e nitrogênio.</p><p>Os compostos de nitrogênio provocam instabilidade no combustível, por reações de degradação</p><p>indesejáveis, e os de enxofre, além do odor desagradável característico, podem causar a corrosão nas</p><p>câmeras de combustão.</p><p>Aplicações</p><p>O QAV é o combustível utilizado em turbinas de avião. Ele é classificado em dois tipos: combustível de</p><p>avião civil (QAV-1 ou JET-A1) e para aviação militar (JP-5).</p><p>O JP-5 tem requisitos de qualidade mais rigorosos por estar sujeito a maiores</p><p>pressões e níveis de calor e frio, em razão das maiores velocidade e altitudes</p><p>empregadas em relação aos aviões comerciais.</p><p>CURIOSIDADE</p><p>Funcionamento de turbinas de avião</p><p>Você sabe como funciona uma turbina de avião? As turbinas do avião produzem energia mecânica a</p><p>partir da energia térmica obtida pela queima do QAV. A produção de trabalho ocorre pela expansão dos</p><p>gases da combustão à elevada temperatura e pressão através da turbina.</p><p>O deslocamento da aeronave é proporcionado pela reação da aeronave ao movimento de descarga dos</p><p>gases para a atmosfera no sentido oposto. A maior parte da energia extraída dos gases é cedida à</p><p>turbina, a qual irá fornecer a energia necessária para os compressores e máquinas acessórias da</p><p>aeronave. Resumidamente, o funcionamento de uma turbina é o seguinte:</p><p>1. o ar atmosférico é succionado para dentro da turbina e segue para um compressor;</p><p>2. o ar comprimido, então, segue por dois caminhos paralelos: uma parte dele reage com o</p><p>combustível dentro da câmara de combustão, enquanto o excesso passa externamente à câmara,</p><p>o que faz com que ele seja aquecido e também sofra expansão na saída da turbina;</p><p>3. assim como no ciclo Otto dos veículos movidos a gasolina, nas turbinas de avião a combustão é</p><p>realizada com o auxílio de uma vela de ignição ; toda a mistura é descarregada à atmosfera,</p><p>produzindo o movimento da aeronave no sentido oposto.</p><p>Produção</p><p>A produção de QAV é feita pelo processo de refino básico de destilação atmosférica seguido de</p><p>tratamentos para a retirada de compostos de enxofre, como tratamentos cáusticos (Bender e Merox) ou</p><p>hidrotratamento (HDT), dependendo do tipo petróleo processado.</p><p>Para o QAV, a seleção do petróleo é fundamental, com preferência a petróleos com base parafínica ou</p><p>parafina-naftênica com baixo teor de enxofre e nitrogenados, para facilitar os tratamentos posteriores e a</p><p>especificação do produto.</p><p>Um Boeing 767-300, um avião econômico, consome, em média, 5.400 litros de QAV por</p><p>hora durante o voo de cruzeiro (BASSANI, 2005). Esse consumo será menor ou maior</p><p>em função do porte da aeronave e do número de turbinas presentes. Na decolagem, os</p><p>aviões podem consumir até o triplo de combustível se comparados ao voo de cruzeiro.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Quais são os contaminantes do QAV? O que eles provocam?</p><p>Óleo diesel</p><p>O óleo diesel é a mistura de hidrocarbonetos obtidos a partir do petróleo que destilam</p><p>entre 150 e 400 °C (GAUTO, 2015). Nessa faixa, espera-se encontrar cadeias carbônicas</p><p>entre 10 e 18 átomos de carbono. O óleo diesel é constituído de cadeias parafínicas,</p><p>olefínicas, naftênicas e aromáticas, não havendo nenhum tipo de limitação máxima ou</p><p>mínima para elas.</p><p>Cada uma das cadeias que constituem o óleo diesel traz características específicas a ele, sendo que a</p><p>mistura delas faz com que o produto apresente melhores características. As cadeias parafínicas, por</p><p>exemplo, influenciam diretamente o ponto de entupimento (temperatura em que ocorre a formação de</p><p>cristais), pois tendem a se cristalizar no inverno, a baixas temperaturas. Já as cadeias aromáticas não</p><p>apresentam boa ignição e influenciam diretamente o número de cetano. As naftas apresentam</p><p>características intermediárias entre as duas anteriores.</p><p>Na seção sobre gasolina, explicou-se o termo octanagem ou número de octanas. O similar para o diesel é</p><p>o número de cetano. Nos motores a diesel, a ignição ocorre mediante a compressão do combustível no</p><p>motor, sem a necessidade de centelhamento, já que a pressão de operação e a taxa de compressão são</p><p>maiores do que nos motores a gasolina.</p><p>O número de cetano representa a qualidade de combustão do diesel, medida pela</p><p>facilidade de autoignição (sem centelha), sob condições padronizadas, para máquinas</p><p>que operam segundo o ciclo diesel.</p><p>O número de cetano estabelece uma relação de equivalência de determinado diesel a um porcentual de</p><p>mistura em cetano (parafina C16 H34 ) e alfametilnaftaleno (C11 H10 ), sob condições padronizadas. Ao</p><p>cetano é atribuído o valor 100, enquanto ao alfametilnaftaleno se atribui valor zero.</p><p>Assim, por exemplo, o diesel comum, que possui número de cetano 42, apresenta resistência de</p><p>autoignição equivalente a uma mistura de 42 % de cetano e 58 % de alfametilnaftaleno. Compostos</p><p>parafínicos têm maior número de cetano do que naftênicos e aromáticos, sendo desejados na composição</p><p>do óleo diesel.</p><p>Assim como o QAV, o óleo diesel pode conter contaminantes indesejáveis, como:</p><p>o enxofre, que ocasiona o problema de corrosão;</p><p>o nitrogênio, que traz instabilidade ao produto; e</p><p>o oxigênio, que causa acidez.</p><p>A composição do diesel depende do petróleo processado e das unidades de processamento e tratamento</p><p>posterior dessa fração existente em cada refinaria. Dessa forma, qualquer divisão entre parafínicos,</p><p>naftênicos e aromáticos é específica e pontual ao diesel analisado, não cabendo qualquer limitação em</p><p>relação a esses compostos, com a ressalva de que atenda aos requisitos de qualidade estabelecidos pela</p><p>legislação vigente.</p><p>Tipos</p><p>Semelhante à gasolina, o diesel que sai das refinarias é do tipo A. Já o que é comercializado nos postos</p><p>revendedores é o óleo diesel do tipo B, que contém a adição de 7 % em volume de biodiesel, teor</p><p>mínimo estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em novembro de 2014</p><p>(BRASIL, 2014). É esperado que esta adição aumente ao longo dos anos, conforme ocorram a certificação</p><p>técnica das montadoras e fábricas de motores e o aumento de produção desse insumo nas usinas</p><p>produtoras. Outras classificações do diesel são apresentadas no Quadro 2.4.</p><p>No site do Grupo A, você encontrará informações sobre o motor de ciclo diesel e sobre</p><p>as características do biodiesel adicionado ao óleo diesel.</p><p>Quadro 2.4 Tipos de óleo diesel</p><p>Diesel</p><p>rodoviário</p><p>Tipo A S50 e</p><p>Tipo B S50 Diesel com teor de enxofre máximo de 50 mg/kg de combustível.</p><p>Tipo A S500 e</p><p>Tipo B S500 Diesel com teor de enxofre máximo de 500 mg/kg de combustível.</p><p>Diesel padrão</p><p>Diesel desenvolvido para atender às exigências específicas dos testes</p><p>de avaliação de consumo e emissão de poluentes pelos motores a</p><p>diesel. É utilizado pelos fabricantes de motores e pelos órgãos</p><p>responsáveis pela homologação dos motores.</p><p>Diesel marítimo</p><p>Diesel destinado a atender às embarcações. Por questões de</p><p>segurança, é produzido com a característica ponto de fulgor acima de 60</p><p>°C.</p><p>Aplicações</p><p>O diesel é utilizado em motores de combustão interna que seguem o ciclo diesel, que tem este nome</p><p>em homenagem ao seu idealizador, o alemão Rudolf Diesel. É o combustível para o transporte pesado:</p><p>caminhões, navios, trens e máquinas agrícolas. Também é utilizado para motores geradores de energia</p><p>elétrica, em caldeiras para aquecimento.</p><p>No Brasil, há restrição ao uso dos motores a diesel em veículos automotivos de</p><p>passeio. Com uma matriz de transporte predominantemente rodoviária, a produção</p><p>brasileira de diesel nas refinarias é em grande parte voltada para o abastecimento de</p><p>caminhões.</p><p>Produção</p><p>O diesel é produzido nas refinarias nos processos de destilação (atmosférica e a vácuo), com produção</p><p>complementar nos processos de transformação de pesados, como FCC e o coqueamento retardado.</p><p>Muitas vezes, é necessário o HDT do diesel para um aumento da estabilidade do produto quando</p><p>submetido a estocagens mais longas.</p><p>Aditivos</p><p>Por sua grande importância na economia mundial e seu enorme consumo, o óleo diesel com certeza é o</p><p>derivado que possui a maior gama de aditivos que visam manter suas características por mais tempo e</p><p>aumentar sua qualidade ou sua performance. São diversas substâncias, com inúmeras funções, entre as</p><p>quais algumas merecem destaque:</p><p>Biocidas: são utilizados para o controle do crescimento de microrganismos no produto. A presença</p><p>desses organismos pode gerar compostos ácidos e formação de filmes orgânicos que trazem</p><p>obstruções a filtros e injetores de diesel.</p><p>Antiespumantes: são aplicados com a função de reduzir a formação de espuma quando do</p><p>reabastecimento do veículo, proporcionando maior rapidez nessa operação.</p><p>Melhoradores do número de cetano: são substâncias que se decompõem a altas temperaturas</p><p>(dentro da câmera de combustão), gerando radicais livres que facilitam a combustão.</p><p>Melhoradores de lubricidade: quando o óleo diesel sofre HDT, ele tem suas características de</p><p>lubrificação e escoamento reduzidas pela retirada de compostos de enxofre – entre eles, os</p><p>benzotiofenos –, que, por serem polares, formam uma película protetora junto à superfície metálica.</p><p>Estes aditivos realizam exatamente essa função de formação de película de proteção.</p><p>Melhoradores para baixas temperaturas, ponto de entupimento: as cadeias parafínicas longas</p><p>do diesel podem vir a se cristalizar a temperaturas negativas ou próximas de 0 °C. Estes aditivos</p><p>interagem com os cristais, modificando o tamanho, a forma e o grau de aglomeração deles, evitando</p><p>entupimentos no sistema.</p><p>Óleo combustível</p><p>Os óleos combustíveis são compostos por hidrocarbonetos parafínicos, naftênicos,</p><p>aromáticos poliaromáticos, resinas e asfaltenos com cadeias de mais de 20 carbonos e</p><p>faixa de destilação acima dos 300 °C. Possuem como maior contaminante os compostos</p><p>de enxofre, que naturalmente podem atingir até 5 % de sua composição total, além de</p><p>água, sedimentos e vanádio.</p><p>O óleo combustível é obtido a partir das frações mais pesadas naturais do petróleo, após a destilação</p><p>atmosférica e a vácuo. No início da indústria petrolífera, essa corrente era gerada em grande quantidade e</p><p>sua destinação representava um problema. Ao longo dos anos, foram desenvolvidos processos de</p><p>extração e conversão, como o FCC, o coqueamento retardado e a desasfaltação a propano, que fizeram</p><p>com que a produção desse derivado fosse reduzida.</p><p>Tipos</p><p>Os óleos combustíveis industriais são classificados, pela viscosidade e pelo teor de enxofre, em OCA1,</p><p>OCB1, OCA2 e OCB2, segundo dados da ANP apresentados no Quadro 2.5.</p><p>Quadro 2.5 Tipos de óleos combustíveis</p><p>Característica Unidade Método ABNT</p><p>Tipo</p><p>OCB1 OCA1 OCB2 OCA2</p><p>Viscosidade Saybolt</p><p>a 50 ºC (máx.)</p><p>mm²/s (cSt*) NBR 10441 620 620 960 960</p><p>Enxofre (máx.) % massa MB 902 1,0 2,5 1,0 2,5</p><p>* cSt: centistokes.</p><p>Fonte: Adaptado de Agência Nacional do Petróleo (1999a).</p><p>Com relação à viscosidade, os óleos combustíveis são de dois tipos:</p><p>Tipo 1: 620 centistokes máximo de viscosidade cinemática</p><p>Tipo 2: 960 centistokes máximo de viscosidade cinemática</p><p>Óleos com outras viscosidades podem ser comercializados, desde que atendam aos demais requisitos de</p><p>qualidade impostos pela ANP.</p><p>A viscosidade normalmente é definida pelos requisitos dos queimadores e pela</p><p>temperatura do óleo no instante da utilização, classificados em números em ordem</p><p>crescente de viscosidade Saybolt a 50 °C.</p><p>No tocante</p><p>ao teor de enxofre, os óleos combustíveis são divididos como:</p><p>A: alto teor de enxofre (ATE), maior do que 1 % até 2,5 % em massa</p><p>B: baixo teor de enxofre (BTE), inferior a 1 % em massa</p><p>Sua utilização varia de acordo com a aplicação desejada.</p><p>Outro critério importante para os óleos combustíveis é o ponto de fluidez. Os óleos combustíveis devem</p><p>escoar à temperatura de sua utilização, sem que ocorra cristalização e deposição de parafinas.</p><p>Óleos com baixo ponto de fluidez (BPF) não necessitam de armazenamento em</p><p>tanques aquecidos, enquanto os de alto ponto de fluidez (APF) necessitam.</p><p>Os valores de fluidez são especificados por região e por sazonalidade, conforme o Quadro 2.6.</p><p>Quadro 2.6 Valores máximos do ponto de fluidez dos óleos combustíveis (em °C)</p><p>Dez, Jan, Fev e Mar Abr, Out e Nov Mai, Jun, Jul, Ago e Set</p><p>DF, GO, MG, ES, RJ 27 24 21</p><p>SP, MS 24 21 18</p><p>PR, SC, RS 21 18 15</p><p>Demais regiões 27 27 24</p><p>Fonte: Agência Nacional do Petróleo (1999b).</p><p>Ainda sobre os tipos de óleos combustíveis, é necessário citar os óleos marítimos. Os óleos bunker ou</p><p>marine fuel (MF) são óleos combustíveis usados em motores de navios e motores estacionários de</p><p>grande porte e de baixa rotação (termoelétricas). Eles são menos viscosos do que os óleos combustíveis</p><p>industriais e possuem controle de qualidade da ignição mais rígidos do que os óleos industriais, já que o</p><p>bunker trabalha segundo o ciclo diesel.</p><p>Os diluentes utilizados são mais selecionados, com menor teor de cinzas, podendo possuir outras</p><p>diferenciações, como menores teor de enxofre e ponto de fluidez. No Brasil, os bunkers são</p><p>comercializados com a sigla MF e um numeral que é a viscosidade do produto em centistokes a 50 °C.</p><p>Assim, há o MF 120, o MF 180, o MF 280, o MF 320, o MF 380 e o MF 420.</p><p>Aplicações</p><p>Os óleos combustíveis são utilizados:</p><p>para aquecimento industrial em fornalhas;</p><p>para geração de energia por meio de vapor em caldeiras e termoelétricas; e</p><p>como combustíveis para navios, em que, como já foi visto, têm a denominação internacional de</p><p>bunker.</p><p>Os bunkers, apesar de poderem ser classificados como óleos combustíveis, têm vários</p><p>requisitos de qualidade a serem seguidos devido a sua aplicação específica. Em</p><p>todas as aplicações, é necessário que o óleo combustível:</p><p>seja mantido aquecido para conseguir ser bombeado até ao ponto de queima;</p><p>tenha um sistema prévio de tratamento para a retirada de sedimentos e impurezas;</p><p>possua um sistema prévio de aquecimento, antes da entrada do bico do maçarico</p><p>que irá realizar a sua queima.</p><p>O controle da nebulização do óleo combustível, para aumento da área de contato e</p><p>facilidade na queima, é o principal item a ser verificado para o máximo aproveitamento do</p><p>calor que pode ser gerado por esse combustível.</p><p>Produção</p><p>Os óleos combustíveis originam-se basicamente de frações pesadas e com alta viscosidade, como</p><p>resíduo de vácuo (RV) e resíduo asfáltico (RASF), às quais são adicionadas, como diluentes, frações</p><p>residuais mais leves, como:</p><p>os gasóleos de destilação</p><p>o óleo leve de reciclo (LCO)</p><p>o óleo decantado (OD)</p><p>Essas duas últimas frações são correntes residuais do FCC. Os diluentes são misturados ao resíduo</p><p>pesado, para enquadrar a viscosidade dos diferentes tipos de óleos e são de naturezas e quantidades</p><p>variáveis, de acordo com a natureza e o tipo de óleo a ser produzido. Outros exemplos de diluentes são</p><p>óleos lubrificantes usados e até mesmo óleo diesel.</p><p>Coque verde de petróleo</p><p>O coque verde de petróleo é o produto sólido obtido pelo processamento das frações</p><p>pesadas residuais de vários processos (destilação a vácuo, desalfaltação e</p><p>craqueamento), após serem submetidas a alta pressão e temperatura para a retirada de</p><p>compostos voláteis que ainda estejam presentes no meio da massa. É composto de</p><p>aproximadamente 85 % de carbono elementar e 15 % de hidrocarbonetos.</p><p>Este derivado recebe o nome de “verde” porque ainda pode receber tratamento térmico para a retirada dos</p><p>compostos voláteis que permanecem no meio da massa.</p><p>Tipos</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Qual dos tipos de coque verde mencionados no Quadro 2.7 apresenta menor valor agregado, ou</p><p>seja, menor valor comercial? Por quê?</p><p>O coque é classificado como shot coque (coque chumbinho), coque esponja ou favo de mel e coque</p><p>agulha; as características de cada tipo estão descritas no Quadro 2.7.</p><p>Quadro 2.7 Tipos e características de coque verde de petróleo</p><p>Shot coke</p><p>(coque</p><p>chumbinho)</p><p>É poroso e possui paredes grossas entre os poros.</p><p>É o padrão de produção das refinarias brasileiras, de baixa qualidade e teor ainda</p><p>alto de voláteis.</p><p>É derivado de petróleos pesados ricos em asfaltenos e que geram grande</p><p>quantidade de resíduos pesados após os processos de separação e conversão.</p><p>Não pode ser utilizado na fabricação de grafite e anodos.</p><p>Coque esponja</p><p>ou favo de mel</p><p>Tem poros em forma elipsoidal, uniformemente distribuídos e unidirecionais, que,</p><p>se vistos em cortem lembram um favo de mel.</p><p>É obtido a partir da seleção de resíduos de petróleo mais leves, com menor</p><p>porcentagem de asfaltenos.</p><p>Após tratamentos, pode produzir anodos satisfatórios.</p><p>Coque agulha</p><p>É utilizado para produção de grafites e anodos, porém também precisa de</p><p>tratamentos térmicos.</p><p>Seus poros são muito mais finos do que o coque esponja, elípticos,</p><p>unidirecionais, com paredes finas entre os poros, o que o torna frágil e</p><p>quebradiço em lascas.</p><p>Aplicações</p><p>As aplicações do coque dependem do tipo de estrutura cristalina presente, sendo três suas aplicações</p><p>básicas:</p><p>1. A aplicação mais comum, associada principalmente ao shot coke, é para queima em fornos para</p><p>operam em altas temperaturas, como os de siderurgia e cimenteiras, tendo em vista seu grande</p><p>poder calorífico em comparação a outros combustíveis sólidos, como carvão e madeira.</p><p>2. A segunda aplicação, em escala bem menor, é como eletrodo de sacrifício na produção de</p><p>alumínio a partir da bauxita. Para cada quilograma de alumínio produzido, estima-se um</p><p>consumo de 400 gramas de coque ou carbono elementar (coque esponja). Para esta aplicação,</p><p>existe restrição quanto à presença de voláteis e a forma de cristalização.</p><p>3. A terceira aplicação é na forma de grafite (coque agulha), quando utilizado na produção de</p><p>eletrodos para fornos de arco elétricos usados na indústria siderúrgica.</p><p>Produção</p><p>O coque é produzido pelo processo de coqueamento retardado, que, na indústria petroquímica brasileira,</p><p>é o processo de utilização mais recente, tem cerca de 30 anos, para a conversão de resíduos pesados em</p><p>mais GLP, gasolina e diesel.</p><p>O coqueamento retardado tem esse nome porque o resíduo é submetido a temperaturas</p><p>de cerca de 500 °C e, depois, é levado para um tambor, onde esfria e solidifica. Essa</p><p>operação é retardada com a injeção de vapor de água, fazendo, assim, com que os</p><p>hidrocarbonetos ainda presentes na massa tenham mais tempo para vaporizar.</p><p>Derivados não combustíveis</p><p>Até o momento, analisamos, ao longo deste capítulo, os derivados de petróleo que são utilizados como</p><p>combustíveis, seja para a geração de energia ou para a colocação de corpos em movimento. Porém, não</p><p>são só combustíveis que o petróleo produz; há também uma gama de derivados com aplicações distintas</p><p>e específicas, dentre os quais destacaremos alguns a seguir.</p><p>Gases propelentes</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quais são os benefícios dos gases propelentes oriundos do petróleo em relação aos cloro-flúor-</p><p>carbonos (CFCs)?</p><p>Os gases constituintes do GLP (propano e butano), quando tratados com filtros catalíticos que retiram o</p><p>cheiro, são utilizados como gases propelentes de aerossóis, substituindo os antigos CFCs, que agrediam</p><p>a camada de ozônio. Conforme a substância que se deseja pulverizar no ambiente, ajusta-se a</p><p>composição do gás a ser utilizado, podendo-se utilizar butano puro ou misturas propano-butano.</p><p>Não se utiliza propano puro devido à alta pressão de vapor desse componente, não</p><p>suportada pelo frasco de aerossol.</p><p>Nafta petroquímica</p><p>Este derivado faz parte da corrente que constitui a gasolina, igualmente definida como uma mistura de</p><p>hidrocarbonetos com moléculas entre 5 a 10 átomos</p><p>de carbono. É normalmente craqueada nas plantas</p><p>petroquímicas para a geração de eteno e propeno, matérias-primas utilizadas para a obtenção de</p><p>polímeros (plásticos) de grande utilização e variadas aplicações, o polietileno e o polipropileno.</p><p>Dependendo da composição da nafta é possível, ainda, obter benzeno, tolueno e xileno, importantes</p><p>compostos aromáticos para a indústria petroquímica.</p><p>Produção</p><p>A nafta petroquímica é uma fração obtida da destilação atmosférica e dos tratamentos posteriores, possui</p><p>faixa de destilação basicamente igual à da gasolina e tem como item imprescindível de controle a</p><p>presença de compostos olefínicos, pois as duplas ligações existentes nesses compostos são nichos</p><p>reacionais indesejáveis (polimerizam e formam gomas). Essa restrição faz com que não se utilizem naftas</p><p>de processos secundários, como FCC e coqueamento, pois estas tendem a ter maior teor de olefinas e,</p><p>com isso, são destinadas exclusivamente à gasolina.</p><p>Solventes</p><p>A partir do petróleo, é possível obter diversas misturas de hidrocarbonetos que são utilizados como</p><p>solventes para substâncias de caráter apolar. Os solventes são divididos em duas grandes famílias:</p><p>alifáticos e aromáticos.</p><p>Os solventes alifáticos são saturados, com cadeias carbônicas variando entre cinco e</p><p>14 carbonos, obtidos a partir da destilação atmosférica direta com tratamentos posteriores</p><p>para garantir a retirada do benzeno, composto aromático de seis carbonos, que é</p><p>comprovadamente cancerígeno e tem limitação legal de no máximo 0,1 % em volume em</p><p>qualquer solvente comercializado no mercado nacional.</p><p>Os principais solventes alifáticos são descritos no Quadro 2.8.</p><p>Quadro 2.8 Principais solventes alifáticos</p><p>Solvente Descrição Utilização</p><p>Pentano</p><p>É composto quase 100 % por n-pentano e iso-</p><p>pentano (metil-butano)</p><p>Expansão de poliestireno</p><p>(produção de isopor)</p><p>Hexano</p><p>comercial</p><p>É composto por uma mistura de hidrocarbonetos</p><p>entre cinco e sete carbonos, porém com grande</p><p>concentração em isômeros de seis carbonos</p><p>Tem faixa de destilação entre 62 a 74 °C e</p><p>densidade relativa na faixa de 0,68</p><p>Extração de óleos vegetais</p><p>Solvente para adesivos de</p><p>secagem rápida à base de</p><p>borrachas (indústria</p><p>química)</p><p>Solvente</p><p>leve de</p><p>petróleo</p><p>É uma mistura de hidrocarbonetos entre seis e 10</p><p>carbonos</p><p>Tem faixa de destilação entre 60 e 110 °C e</p><p>densidade relativa na ordem de 0,7</p><p>No mercado é conhecido por várias denominações:</p><p>éter de petróleo, benzina, solvente para borracha</p><p>(SPB), fluido de isqueiro, etc.</p><p>Solvente para limpeza,</p><p>diluição de resinas,</p><p>adesivos e polímeros</p><p>Produção de fluido para</p><p>isqueiro</p><p>Solvente Descrição Utilização</p><p>Aguarrás</p><p>mineral</p><p>É mais pesado que o solvente leve</p><p>É composto por hidrocarbonetos entre 10 e 14</p><p>carbonos</p><p>Tem faixa de destilação entre 140 a 210 °C e</p><p>densidade relativa na faixa de 0,74</p><p>Tem composição hidrocarbonetos aromáticos na</p><p>faixa de 20 %</p><p>Lavagem a seco</p><p>Solvente para resinas</p><p>alquídicas</p><p>Formulação de tintas em</p><p>geral</p><p>Além dos solventes descritos no Quadro 2.8, existem muitos outros solventes alifáticos, com diferentes</p><p>faixas de destilação e aplicações específicas, produzidos de acordo com a demanda da indústria.</p><p>Os solventes aromáticos são derivados do benzeno, que são naturais no petróleo,</p><p>principalmente em petróleos mais pesados, porém em pequenas quantidades. Para a</p><p>obtenção desses solventes em grande escala na indústria petroquímica utiliza-se como</p><p>matéria-prima a nafta petroquímica.</p><p>Os principais solventes aromáticos são descritos no Quadro 2.9.</p><p>Quadro 2.9 Principais solventes aromáticos</p><p>Solvente Descrição Utilização</p><p>Benzeno</p><p>É composto por seis carbonos</p><p>É cancerígeno</p><p>Não é comercializado no</p><p>mercado</p><p>Fabricação de detergentes biodegradáveis e</p><p>poliestireno (indústria química)</p><p>Tolueno</p><p>ou metil-</p><p>benzeno</p><p>É um solvente puro, composto</p><p>por sete carbonos</p><p>Tem ponto de ebulição na faixa</p><p>de 110 °C</p><p>Solvente para adesivos e tintas</p><p>Produção de explosivos</p><p>Solvente Descrição Utilização</p><p>Xilenos</p><p>mistos</p><p>É composto por oito carbonos ou</p><p>mais, passando a não ser puro –</p><p>por isso é chamado de misto</p><p>Pode ter, em sua composição,</p><p>quatro isômeros (orto, meta e</p><p>para-xileno, além do etil-</p><p>benzeno)</p><p>Tem faixa de destilação entre 135</p><p>e 145 °C</p><p>Fabricação de defensivos agrícolas,</p><p>medicamentos, garrafas PET e tintas</p><p>AB-9,</p><p>AB-10 e</p><p>AB-11</p><p>São os alquil-benzenos,</p><p>derivados do benzeno com nove,</p><p>10 e 11 carbonos</p><p>São misturas de hidrocarbonetos,</p><p>porém quase em sua totalidade</p><p>aromáticos</p><p>Aplicações específicas na formulação de</p><p>defensivos agrícolas, resinas e tintas para</p><p>pintura de chapas metálicas (linha branca)</p><p>Produção</p><p>A nafta petroquímica usada para a obtenção de solventes aromáticos pode passar por dois processos</p><p>distintos para ser enriquecida em compostos aromáticos. Esses processos são:</p><p>reforma catalítica, em que as cadeias alifáticas são fechadas e se tornam aromáticas com o auxílio</p><p>de um catalisador de platina; e</p><p>pirólise, em que as cadeias alifáticas são fechadas e se tornam aromáticas pela ação do calor.</p><p>Após um desses processos, a nafta, então enriquecida em aromáticos, passa por uma extração por</p><p>solvente seletivo, normalmente um glicol, que separa os compostos aromáticos dos alifáticos que não</p><p>foram convertidos. A corrente não convertida é conhecida por rafinado e tem as mesmas características</p><p>do solvente leve de petróleo. Já a corrente convertida, após ser separada do solvente extrator é destilada,</p><p>gerando os produtos descritos a seguir.</p><p>À medida que a cadeia carbônica aromática aumenta, a produção e o rendimento, tanto na reforma</p><p>catalítica quanto na pirólise, se tornam menores, ou seja, a produção de benzeno é maior do que a de</p><p>tolueno, que por sua vez é maior do que a de xilenos. Dentre esses compostos aromáticos, a toxicidade</p><p>diminui com o aumento da cadeia carbônica. Assim, o benzeno será o de maior toxicidade e o xileno o de</p><p>menor.</p><p>Parafinas e lubrificantes</p><p>Estes dois derivados serão descritos no mesmo tópico por estarem intimamente relacionados e terem a</p><p>mesma rota de produção.</p><p>Em uma generalização, pode-se afirmar que as parafinas são lubrificantes que se</p><p>encontram no estado sólido à temperatura ambiente, enquanto os lubrificantes são</p><p>parafinas que se encontram no estado líquido também à temperatura ambiente.</p><p>Produção</p><p>O primeiro passo para a produção de óleos lubrificantes e parafinas é a seleção de petróleos específicos</p><p>para esse fim, que tenham como característica a presença natural deles na composição. Os óleos</p><p>lubrificantes estão divididos em parafínicos e naftênicos, e as aplicações variam de acordo com as</p><p>características físico-químicas de cada um deles. Uma breve comparação entre eles é apresentada nos</p><p>Quadros 2.10 e 2.11.</p><p>Quadro 2.10 Comparação das características de óleos parafínicos e naftênicos</p><p>Características Óleos parafínicos Óleos naftênicos</p><p>Densidade Menor Maior</p><p>Solvência Menor Maior</p><p>Transferência de calor Menor Maior</p><p>Variação da viscosidade versus temperatura Menor Maior</p><p>Volatilidade Menor Maior</p><p>Fluidez a baixas temperaturas Menor Maior</p><p>Quadro 2.11 Aplicações versus desempenho dos óleos parafínicos e naftênicos</p><p>Aplicações versus desempenho Óleos parafínicos Óleos naftênicos</p><p>Óleos isolantes Menor Maior</p><p>Óleos de corte emulsionados Menor Maior</p><p>Graxas Menor Maior</p><p>Lubrificação de motores automotivos Maior Menor</p><p>Extensores de borracha Maior Menor</p><p>Compressores de refrigeração Menor Maior</p><p>Óleos para amortecedores Menor Maior</p><p>Os lubrificantes e parafinas podem ser produzidos por hidrorrefino ou por rota solvente (Figura 2.2),</p><p>sendo esta última a rota mais comum e presente no Brasil.</p><p>Os lubrificantes parafínicos são produzidos exclusivamente nas refinarias do Rio de</p><p>Janeiro (Refinaria Duque de Caxias [REDUC]) e da Bahia (Refinaria Landulpho Alves</p><p>[RLAM]), por meio da rota convencional que utiliza os processos de extração com</p><p>solventes para remover aromáticos e parafinas. Os óleos naftênicos são produzidos na</p><p>Refinaria Lubrificantes e Derivados do Nordeste (LUBNOR), no estado do Ceará, a partir</p><p>do hidrorrefino de gasóleos.</p><p>Lubrificantes</p><p>Na rota solvente para produção de lubrificantes,</p><p>o resíduo da destilação atmosférica (RAT) é</p><p>especialmente fracionado na torre de vácuo, produzindo gasóleos de vácuo. O RV passa pela unidade</p><p>de desalfaltação a propano, onde ocorre a extração de frações lubrificantes ainda presentes no resíduo</p><p>(óleo desasfaltado) e a geração de uma corrente de fundo de RASF.</p><p>Os gasóleos de vácuo e o óleo desasfaltado compõem a carga do processo seguinte, de</p><p>desaromatização por solvente, uma extração líquido-líquido para remoção de compostos aromáticos,</p><p>em que o solvente utilizado é o furfural. Dessa unidade são retiradas duas correntes: os óleos</p><p>desaromatizados e os extratos aromáticos.</p><p>Os óleos desaromatizados passam ainda por uma desparafinação por solvente, para retiradas das</p><p>parafinas (fração que é sólida a temperatura ambiente). O solvente utilizado é uma mistura de metil-</p><p>etilcetona (MEK) e tolueno. Dessa unidade são retiradas duas correntes: as parafinas e os óleos</p><p>lubrificantes desparafinados.</p><p>No HDT, o óleo desparafinado é hidrogenado de forma branda para a retirada de compostos instáveis e</p><p>enxofre. O óleo básico obtido é utilizado para a formulação de diversos lubrificantes, misturados com</p><p>aditivos como:</p><p>detergentes</p><p>dispersantes</p><p>inibidores de corrosão</p><p>melhoradores do índice de viscosidade</p><p>redutores do ponto de fluidez</p><p>antioxidantes</p><p>antiespumantes</p><p>etc</p><p>Os óleos básicos lubrificantes produzidos podem apresentar diferentes viscosidades e múltiplas</p><p>aplicações. De acordo com a Portaria ANP nº 129/99 (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 1999b),</p><p>citam-se, em ordem crescente de viscosidade, os seguintes óleos parafínicos produzidos:</p><p>spindle</p><p>neutro leve</p><p>neutro médio</p><p>neutro pesado</p><p>bright stock</p><p>óleo cilindro</p><p>Os lubrificantes possuem diversas funções: reduzir o atrito entre partes móveis,</p><p>proteger contra desgaste e corrosão, remover calor (máquinas de combustão), atuar</p><p>como meio hidráulico ou isolante elétrico, entre outras.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Como pôde ser visto, o furfural, o MEK e o tolueno são importantes na produção de lubrificantes pela</p><p>rota solvente. Qual é a estrutura molecular desses solventes? Faça uma pesquisa sobre essas</p><p>estruturas.</p><p>Parafinas</p><p>Como pôde ser observado no diagrama da Figura 2.2, as parafinas são subprodutos da fabricação de</p><p>óleos básicos lubrificantes. Na etapa da desparafinação, a parafina produzida ainda não atende às</p><p>especificações para comercialização (dureza, teor de óleo e cor), sendo submetida a processos adicionais</p><p>de desoleificação e HDT (figura 2.3).</p><p>Figura 2.2 Diagrama da produção de parafinas e lubrificantes pela rota solvente.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>* RAT: resíduo da destilação atmosférica; RV: resíduo de vácuo; RASF: resíduo asfáltico.</p><p>Figura 2.3 Diagrama dos processos de acabamento para obtenção de parafinas.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>As parafinas obtidas são misturas de hidrocarbonetos de alto ponto de fusão, sólidos à temperatura</p><p>ambiente (cadeias de 18 a 55 átomos de carbono). Elas são produzidas em diversos graus e nos tipos</p><p>comercial e de uso alimentício/medicinal ( food-grade ). Elas são divididas pela faixa de fusão,</p><p>normalmente expressa em graus Fahrenheit (ºF) após o nome. As mais comuns são descritas no Quadro</p><p>2.12.</p><p>Quadro 2.12 Tipos e subtipos de parafinas obtidas</p><p>Tipo Subtipo(s) Características Utilização</p><p>Macrocristalinas</p><p>120/125</p><p>Têm cadeias lineares, o que facilita a</p><p>formação de cristais maiores</p><p>Recobrimento de</p><p>palitos de fósforo</p><p>140/145</p><p>Velas e emulsão</p><p>para MDF</p><p>Películas hot melt</p><p>Moldes dentários</p><p>Microcristalina 170/195</p><p>Possui maior ponto de fusão em</p><p>relação às parafinas macrocristalinas</p><p>Tem cadeias ramificadas, o que a leva</p><p>a formar cristais menores e</p><p>apresentar uma aparência visual bem</p><p>melhor do que as macrocristalinas</p><p>Utilizações</p><p>específicas onde</p><p>houver a</p><p>necessidade de uma</p><p>resistência térmica</p><p>maior</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Explique as diferenças existentes entre a produção de lubrificantes e a produção de parafinas na rota</p><p>solvente.</p><p>Asfaltos</p><p>Os asfaltos são materiais aglutinantes, de cor escura, constituídos por misturas</p><p>complexas de hidrocarbonetos não voláteis de elevada massa molecular. Originam-se dos</p><p>resíduos do petróleo, que não passam por outras unidades de conversão.</p><p>O asfalto é um material semissólido a baixas temperaturas, viscoelástico à temperatura ambiente e</p><p>líquido a altas temperaturas. Apresenta as seguintes propriedades:</p><p>adesividade</p><p>termoviscoplasticidade</p><p>impermeabilidade à água</p><p>baixa reatividade</p><p>Tipos</p><p>De acordo com sua aplicação, os asfaltos são classificados em dois grupos:</p><p>1. Asfaltos para pavimentação: são subdivididos em cimentos asfálticos de petróleo (CAP),</p><p>asfaltos diluídos e emulsões asfálticas. Na pavimentação, as funções mais importantes exercidas</p><p>pelo asfalto, entre outras, são a aglutinação e a impermeabilização do pavimento.</p><p>2. Asfaltos industriais (asfaltos oxidados): são aplicados a outros fins específicos.</p><p>Enxofre</p><p>O enxofre é um elemento presente naturalmente no petróleo, ligado a moléculas de</p><p>hidrocarbonetos, na forma de RSH (forma ácida) ou RSSR (dissulfeto), onde R é um</p><p>radical orgânico.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Muito se fala dos malefícios do enxofre, porém, em seu estado elementar, ele possui algumas</p><p>aplicações. Você sabe citar alguma delas?</p><p>Quando ocorre a combustão dos hidrocarbonetos, o enxofre é liberado na forma de H2 S e SO2 , que</p><p>causam poluição, chuva ácida e contribuem para o efeito estufa. Para evitar esses efeitos adversos, cada</p><p>vez mais os derivados sofrem restrição da presença de enxofre em sua composição. Atualmente, no</p><p>Brasil, a gasolina tem limite máximo de enxofre de 10 ppm (S10) e o diesel, de 50 ppm (S50) em sua</p><p>composição. Lembrando que quanto mais pesado o derivado, maior a dificuldade de retirada dos átomos</p><p>de enxofre de sua estrutura.</p><p>Produção</p><p>A produção de enxofre de uma refinaria depende:</p><p>primeiramente, da quantidade desse elemento presente no petróleo;</p><p>da geração de H2 S durante a destilação e outros processos de refino; e</p><p>do grau de severidade de tratamentos de conversão posteriores: unidades de FCC, HDT e</p><p>coqueamentro retardado.</p><p>Todas as unidades do último item geram correntes ricas em H2 S (ditas águas ácidas) que passam por</p><p>unidade de recuperação de enxofre, onde, em meio catalítico e em condições controladas, ocorrem as</p><p>seguintes reações (ver mais detalhes no Capítulo 7):</p><p>H 2 S + 3/2 O 2 SO 2 + H 2 O</p><p>2 H 2 S + SO 2 3 S + 2 H 2 O</p><p>O enxofre obtido no seu estado elementar tem 99,9% de pureza, é um sólido amarelo à temperatura</p><p>ambiente e possui diversas aplicações na indústria química (fabricação de pólvora, fungicidas,</p><p>vulcanização da borracha, produção de fármacos, etc), agregando valor à indústria do petróleo e</p><p>reduzindo as emissões poluentes.</p><p>No site do Grupo A, você encontrará a especificação completa dos principais</p><p>produtos apresentados neste capítulo.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre óleo diesel, marque a alternativa correta.</p><p>A. Compostos naftênicos, por terem um maior número de cetano em relação aos compostos</p><p>parafínicos, são desejáveis na composição do óleo diesel.</p><p>B. O diesel do tipo A é aquele comercializado em postos.</p><p>C. Uma das aplicações do diesel é em motores geradores de energia elétrica.</p><p>D. Os biocidas são aditivos que podem ser usados com o óleo diesel sem restrições, pois seu</p><p>uso não acarreta nenhum tipo de prejuízo.</p><p>2. Com relação aos óleos combustíveis, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. Os compostos de enxofre são os maiores contaminantes dos óleos combustíveis.</p><p>II. Os valores máximos do ponto de fluidez de óleos combustíveis são superiores no PR em</p><p>relação ao RJ.</p><p>III. Os bunkers devem ter um sistema prévio de tratamento para retirada de impurezas.</p><p>IV. Gasóleos de destilação funcionam como diluentes de óleos combustíveis.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a IV.</p><p>B. Apenas a II e a IV.</p><p>C. Apenas a I, a II e a III.</p><p>D. Apenas a I, a III e a IV.</p><p>3. Quanto aos derivados combustíveis, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. O GLP é composto basicamente por hidrocarbonetos de cinco e seis carbonos.</p><p>II. Com relação à produção de gasolina, quando a nafta é produzida por reforma</p><p>catalítica,</p><p>predominam compostos aromáticos de alta octanagem.</p><p>III. Um Boeing 767-300 que voar em cruzeiro durante 3,5 horas gastará aproximadamente 20 mil</p><p>litros de QAV.</p><p>IV. O coque esponja tem baixa qualidade e não pode ser utilizado na produção de anodos.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a II e a III.</p><p>C. Apenas a I, a III e a IV.</p><p>D. Apenas a II, a III e a IV.</p><p>4. Correlacione os tipos de solvente com suas respectivas aplicações.</p><p>(1) Pentano</p><p>(2) Hexano comercial</p><p>(3) Solvente leve de</p><p>petróleo</p><p>(4) Aguarrás mineral</p><p>(5) Benzeno</p><p>(6) Tolueno ou metil-</p><p>benzeno</p><p>(7) Xilenos mistos</p><p>(8) AB-9, AB-10 e AB-11</p><p>( ) Produção de explosivos</p><p>( ) Lavagem a seco</p><p>( ) Produção de isopor</p><p>( ) Produção de detergentes biodegradáveis</p><p>( ) Formulação de tintas para pintura de chapas metálicas (linha</p><p>branca)</p><p>( ) Fabricação de medicamentos</p><p>( ) Produção de fluido para isqueiro</p><p>( ) Extração de óleos vegetais</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. 6 – 1 – 3 – 5 – 8 – 2 – 4 – 7</p><p>B. 6 – 4 – 1 – 5 – 8 – 7 – 3 – 2</p><p>C. 1 – 2 – 5 – 8 – 4 – 7 – 3 – 6</p><p>D. 1 – 4 – 3 – 8 – 2 – 5 – 7 – 6</p><p>5. Com relação aos derivados do petróleo não combustíveis, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) Não se usa propano puro como gás propelente por causa de sua alta pressão de vapor.</p><p>( ) A nafta petroquímica, assim como a gasolina, é definida como uma mistura de hidrocarbonetos</p><p>com moléculas de cinco a 10 átomos de carbono.</p><p>( ) O asfalto é um material com alta reatividade.</p><p>( ) Quanto mais pesado for o derivado do petróleo, mais fácil será retirar os átomos de enxofre de</p><p>sua estrutura.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. V – V – F – F</p><p>B. V – F – F – V</p><p>C. F – F – V – V</p><p>D. F – V – V – F</p><p>Respostas: 1. C; 2. D; 3. B; 4. B, 5. A</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Portaria ANP nº 80, de 30.04.1999. Diário Oficial da União, Brasília, DF, 3 maio</p><p>1999a.</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Portaria ANP nº 129, de 30.07.1999. Diário Oficial da União, Brasília, DF, 2</p><p>ago. 1999b.</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Regulamento técnico nº 5/2001. Brasília, DF: ANP, 2001.</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Resolução ANP nº 18, de 02.09.2004. Diário Oficial da União, Brasília, DF, 6</p><p>set. 2004.</p><p>BASSANI, L. O mundo do avião: e tudo que você precisa saber para perder o medo de voar. São Paulo: Globo, 2005.</p><p>BRASIL. Lei nº 13.033, de 24 de setembro de 2014. Brasília, DF, 2014. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/cciv</p><p>il_03/_Ato2011-2014/2014/Lei/L13033.htm >. Acesso em: 15 fev. 2016.</p><p>BRASIL. Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento. Portaria nº 75, de 5 de março de 2015. Brasília, DF,</p><p>2015. Disponível em: < http://www.anp.gov.br/?dw=74502 >. Acesso em: 15 fev. 2015.</p><p>http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2011-2014/2014/Lei/L13033.htm</p><p>http://www.anp.gov.br/?dw=74502</p><p>FARAH, M. A. Petróleo e seus derivados: definição, constituição, aplicação, especificações, características de</p><p>qualidade. Rio de Janeiro: LTC, 2012.</p><p>GAUTO, M. Petróleo SA: exploração, produção, refino e derivados. 2. ed. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2015.</p><p>CAPÍTULO 3</p><p>Exploração</p><p>Daniela de Melo Apoluceno</p><p>Vinicius Ramos Pinto</p><p>A exploração de hidrocarbonetos ocorre em bacias sedimentares, que constituem grandes</p><p>depressões na crosta continental formadas por processos geológicos que duraram milhões de</p><p>anos. O preenchimento dessas bacias por rochas sedimentares também é um processo lento</p><p>(milhões de anos) e, ao longo desse período, diferentes ambientes de deposição dessas rochas</p><p>podem ocorrer. Portanto, rochas com características diferentes são depositadas dentro de uma</p><p>mesma bacia sedimentar, compondo uma heterogeneidade essencial à existência de</p><p>hidrocarbonetos dentro da bacia.</p><p>A descoberta de uma jazida petrolífera envolve um trabalho de investigação complexo, com a</p><p>utilização de numerosas técnicas de exploração que indicam a melhor locação para a perfuração</p><p>do poço descobridor. Nessa fase, são necessários conhecimento geológico e dados geofísicos,</p><p>principalmente. A partir da descoberta, é percorrido um longo caminho até a implantação do</p><p>plano de desenvolvimento com poços produtores e injetores que visam drenar a estrutura. Para</p><p>tal, são necessários:</p><p>testes de produção em poços descobridores e delimitadores da estrutura;</p><p>estudos envolvendo a construção de modelos de comportamento de reservatório; e</p><p>cálculos de avaliação econômica que perduram desde a fase de desenvolvimento da</p><p>produção até o gerenciamento do campo ao longo da sua vida útil.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Definir rochas e bacias sedimentares.</p><p>Citar as principais bacias sedimentares brasileiras.</p><p>Enumerar os elementos e processos que condicionam a ocorrência de hidrocarbonetos.</p><p>Identificar as técnicas de exploração de petróleo.</p><p>Diferenciar os tipos básicos de perfuração de poços.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>O pré-sal</p><p>Apesar da descoberta em 2006 na Bacia de Santos, a produção dos reservatórios denominados pré-</p><p>sal iniciou-se na Bacia do Espírito Santo em 2010, com a descoberta da estrutura no Campo de</p><p>Baleia Franca, no Parque das Baleias. A produção dos reservatórios do pré-sal atingiu 919 mil</p><p>barris/dia em janeiro de 2016, correspondendo a 24% de todo o petróleo e gás produzido pela</p><p>Petrobras (Brasil e exterior). As reservas atuais do pré-sal distribuem-se nas bacias de Espírito</p><p>Santo, Campos e Santos, sendo esta última detentora de enormes reservas, que chegam a mais de</p><p>50 bilhões de barris de óleo equivalente.</p><p>A nomenclatura pré-sal vem do fato de as rochas reservatório, onde o petróleo está acumulado e de</p><p>onde é extraído, estarem abaixo da camada de sal formada nas bacias sedimentares há mais de 110</p><p>milhões de anos, entre as idades geológicas denominadas Aptiano e Albiano, no período Cretáceo.</p><p>Os reservatórios do pré-sal são rochas carbonáticas constituídas principalmente de:</p><p>barras de coquinas, espessas camadas porosas, acima de 100 m, de fósseis de moluscos</p><p>bivalves, depositadas em ambiente lacustre de alta energia há mais de 120 milhões de anos; e, na</p><p>parte superior, de</p><p>estromatólitos, rochas precipitadas sob ação de bactérias, em ambiente lagunar restrito também</p><p>no Aptiano.</p><p>As rochas geradoras, onde é formado o petróleo, são folhelhos depositados em ambiente lacustre</p><p>profundo na idade Aptiano, andar Jiquiá, num tempo geológico similar ao da deposição das</p><p>coquinas, que estavam, entretanto, sendo depositadas nas porções altas da bacia sedimentar,</p><p>segundo o modelo geológico conhecido atualmente.</p><p>A descoberta das reservas do pré-sal colocou o Brasil sob os holofotes do ponto de vista econômico,</p><p>visto que atualmente o país tem uma produção de cerca de 2 milhões de barris/dia e é estimado</p><p>que, com a incorporação do pré-sal, a produção mais do que dobre. Apesar da recente queda de</p><p>preços que abalou mundialmente a indústria petrolífera em 2015, as expectativas de crescimento do</p><p>mercado são importantes, visto que mais de 55% da matriz energética mundial é dependente de</p><p>hidrocarbonetos e estudos econômicos mostram que o petróleo vai continuar a compor a maior parte</p><p>da matriz energética pelos próximos 50 ou 60 anos.</p><p>Geologia associada aos reservatórios de</p><p>petróleo</p><p>A geologia é uma ciência que tem como objetivo o estudo da Terra através das rochas,</p><p>desde a sua formação, há cerca de 4,6 bilhões de anos, até o presente.</p><p>Nesta seção, serão abordados alguns conceitos geológicos importantes para o estudo da exploração do</p><p>petróleo, como rochas, ambientes, estruturas e bacias sedimentares.</p><p>Rochas</p><p>As rochas são formadas de minerais e constituem registros de processos geológicos, apresentando</p><p>texturas e estruturas indicativas de seu ambiente de formação. Elas são divididas em três tipos:</p><p>rochas ígneas ou magmáticas: são formadas pela consolidação (ou cristalização) do magma;</p><p>rochas metamórficas: são resultado de modificações mineralógicas e texturais de rochas pré-</p><p>existentes pelo aumento de pressão e/ou temperatura (processo denominado metamorfismo);</p><p>e</p><p>rochas sedimentares: são formadas por processos que envolvem a sedimentação (ou deposição)</p><p>de partículas em bacias sedimentares.</p><p>Os hidrocarbonetos são gerados e acumulados principalmente em rochas sedimentares, que foram</p><p>depositadas dentro de bacias sedimentares, cuja formação está relacionada à atuação da tectônica de</p><p>placas.</p><p>Rochas sedimentares</p><p>De acordo com a sua origem, as rochas sedimentares podem ser classificadas em siliciclásticas,</p><p>evaporíticas ou carbonáticas, cujas características principais estão no Quadro 3.1.</p><p>Quadro 3.1 Tipos e características de rochas sedimentares</p><p>Siliciclásticas</p><p>São constituídas de partículas erodidas de rochas pré-existentes, transportadas por</p><p>águas, geleiras e ventos, e posteriormente depositadas, soterradas e cimentadas.</p><p>Os processos envolvidos em sua formação são: intemperismo, erosão, transporte,</p><p>deposição, soterramento e diagênese.</p><p>Evaporíticas</p><p>São formadas pela cristalização e precipitação de íons dissolvidos em águas</p><p>supersaturadas devido à evaporação intensa, em ambiente restrito, apresentando</p><p>uma origem química.</p><p>São constituídas principalmente por sais, na forma de cloretos, sulfatos, carbonatos</p><p>e boratos.</p><p>Carbonáticas</p><p>São formadas principalmente por minerais com o radical CO3 -2 , sendo</p><p>predominante o carbonato de cálcio na forma do mineral calcita, mas podem</p><p>ocorrer também os minerais dolomita (carbonato de magnésio) e siderita (carbonato</p><p>de ferro), entre outros.</p><p>Apresentam condições de deposição mais restritas em relação às rochas</p><p>siliciclásticas e são depositadas in situ, ou seja, as partículas que constituem a</p><p>rocha carbonática sofreram pouco ou nenhum transporte.</p><p>Apresentam, em sua maioria, uma influência orgânica em sua sedimentação,</p><p>podendo ser constituídas por bioclastos (carapaças de organismos) ou ainda pelo</p><p>próprio corpo do organismo (recifes de corais, por exemplo).</p><p>PARA REFLETIR</p><p>O local de deposição de determinada rocha sedimentar influencia a constituição dessa rocha? De</p><p>que forma?</p><p>As rochas siliciclásticas e carbonáticas são as rochas sedimentares mais relevantes para o estudo da</p><p>exploração do petróleo. As rochas siliciclásticas podem conter constituintes orgânicos, como folhelhos</p><p>fossilíferos. As rochas carbonáticas, por sua vez, podem apresentar, em proporções menores de seus</p><p>constituintes, material clástico, como os calcários microcristalinos argilosos (marga), mostrando a</p><p>complexidade dos locais de deposição das rochas, denominados ambientes sedimentares.</p><p>Os ambientes sedimentares são o resultado de uma associação particular de processos geológicos e</p><p>condições ambientais de um determinado lugar geográfico. Dentro de bacias sedimentares, vários</p><p>ambientes sedimentares são desenvolvidos em função do clima e da tectônica, que provocam:</p><p>modificações topográficas;</p><p>variações na origem e na disponibilidade de água (mar, lago, rio);</p><p>variações no agente de transporte de partículas; e</p><p>variações na atividade biológica.</p><p>Esses ambientes são geralmente classificados de acordo sua localização e seu posicionamento na placa</p><p>tectônica como continentais, costeiros ou oceânicos. Alguns exemplos de cada tipo de ambiente são:</p><p>ambientes continentais: lagos, rios, geleiras</p><p>ambientes costeiros: praias, deltas, planície marítima</p><p>ambientes marítimos: plataforma continental, recifes orgânicos, margem continental, mar profundo</p><p>A associação particular entre agentes de transporte, sedimentos, clima e processos orgânicos, que é</p><p>característica de cada ambiente sedimentar, controla a deposição/precipitação de rochas sedimentares</p><p>(Figura 3.1). Dessa maneira, a constituição da rocha, caracterizada por composição, tamanho, forma dos</p><p>grãos, bem como a disposição espacial e a associação dos estratos sedimentares, tanto lateral quanto</p><p>verticalmente, permitem identificar o ambiente de sedimentação dessa rocha.</p><p>Figura 3.1 Elementos e processos envolvidos em ambientes sedimentares.</p><p>Fonte: Adaptada de Grotzinger e Jordan (2013).</p><p>Em rochas siliciclásticas, a competência e o poder de seleção do agente de transporte, além da distância</p><p>e da composição da rocha-fonte, definem a composição mineralógica, o tamanho e a forma dos grãos.</p><p>De uma maneira geral, os meios mais viscosos (fluxos de gravidade e gelo) têm maior</p><p>competência, ou seja, transportam todos os tipos e tamanhos de partículas, sem fazer,</p><p>entretanto, uma seleção entre eles, enquanto os agentes menos viscosos (p. ex., vento</p><p>e água corrente) possuem menor competência e maior poder de seleção.</p><p>De acordo com as características dos meios de transporte aquosos e eólicos, como a energia e a</p><p>turbulência do fluxo, as partículas podem ser transportadas, segundo uma ordem de tamanho</p><p>decrescente, por:</p><p>tração e rolamento: normalmente para grãos com diâmetros maiores que 1,0 mm (até 6,0 mm, no</p><p>caso de transporte eólico);</p><p>saltação: normalmente para grãos entre 0,5 e 1,0 mm, no caso de agente eólico; e</p><p>suspensão: normalmente para partículas com diâmetros menores que 0,1 mm, no caso de meio</p><p>aquoso, e 0,5 mm, no caso de agente eólico.</p><p>Partículas de diferentes tamanhos podem ainda ser transportadas por gravidade, nos casos de processos</p><p>gravitacionais subaquosos (corridas de massa, como correntes de turbidez) e subaéreos (normalmente</p><p>associados a agentes glaciais, como corridas de lama ou avalanche).</p><p>Os processos deposicionais e a atividade orgânica deixam registros nas rochas, denominados estruturas</p><p>sedimentares, cuja caracterização auxilia na determinação do ambiente sedimentar. Dentre as principais</p><p>estruturas sedimentares estão:</p><p>as estratificações</p><p>as marcas onduladas</p><p>as bioturbações provocadas pela ação de organismos</p><p>As estratificações (ou o acamamento dos grãos) são marcadas por intercalações, de dimensões</p><p>milimétricas a métricas, de grãos de tamanho ou composição diferentes, indicando sucessivas superfícies</p><p>de deposição. Elas podem ser plano-paralelas; cruzadas angulares ou acanaladas; ou gradacionais</p><p>(Quadro 3.2).</p><p>Quadro 3.2 Tipos e características de estratificações</p><p>Plano-</p><p>paralelas</p><p>São horizontais.</p><p>Ocorrem em vários ambientes de sedimentação, sendo atribuídas a uma forma de</p><p>leito plana.</p><p>Cruzadas</p><p>angulares ou</p><p>acanaladas</p><p>Apresentam ângulos de mergulho em relação à horizontal.</p><p>Sedimentos transportados sobre os planos mais inclinados, no sentido da corrente,</p><p>nas dunas de areia ou nas barras arenosas em rios ou no mar apresentam</p><p>estratificações cruzadas que indicam o sentido de transporte dos grãos pelo vento</p><p>ou pela água.</p><p>Gradacionais</p><p>Dependem da natureza do agente de transporte.</p><p>São caracterizadas por uma variação no tamanho dos grãos entre a base e o topo</p><p>de uma sequência sedimentar, evidenciando uma mudança na energia de</p><p>transporte. São mais comuns em ambientes marinhos profundos em sedimentos</p><p>transportados por correntes de turbidez.</p><p>As marcas onduladas constituem o registro da ação de ondas, correntes rasas ou ventos. São estruturas</p><p>de dimensões centimétricas, que podem ser simétricas (fluxo das ondas nas praias) ou assimétricas</p><p>(ventos ou correntes fluviais), indicando o sentido do fluxo.</p><p>Os constituintes das rochas siliciclásticas e carbonáticas podem ser agrupados em arcabouço, cimento e</p><p>matriz (Quadro 3.3). Esses constituintes ocorrem em diferentes proporções e indicam as características do</p><p>ambiente sedimentar.</p><p>Quadro 3.3 Constituintes das rochas siliciclásticas e carbonáticas</p><p>Arcabouço</p><p>É a fração que normalmente dá sustentação à rocha.</p><p>Geralmente, é composto de grãos, independentemente de sua natureza ou</p><p>composição, de granulometria variável.</p><p>Comumente, os grãos que compõem o arcabouço pertencem às frações areia (entre</p><p>0,062 e 2,0 mm) ou cascalho (> 2,0 mm).</p><p>Matriz</p><p>É a fração fina (inferior a 0,062 mm; fração silte/argila) transportada por suspensão,</p><p>no caso de rochas siliciclásticas ou constituída de microfragmentos de organismos,</p><p>ou, ainda, pode ser o resultado de precipitação de lama carbonática induzida orgânica</p><p>ou quimicamente, no caso de rochas carbonáticas.</p><p>Pode preencher os espaços vazios entre os grãos do arcabouço, a depender das</p><p>condições ambientais de</p><p>deposição da rocha.</p><p>Cimento</p><p>É precipitado quimicamente, concomitante ou posteriormente à deposição das</p><p>partículas.</p><p>Pode ser constituído principalmente de sílica, carbonatos, sulfatos ou óxido de ferro.</p><p>Como o nome indica, fornece coesão à rocha.</p><p>As rochas sedimentares siliciclásticas e carbonáticas podem ser descritas em relação a esses três</p><p>componentes do Quadro 3.3.</p><p>No caso das rochas siliciclásticas, a composição, o tamanho e a forma dos grãos estão</p><p>relacionados à energia dos agentes de transporte, à natureza da rocha-fonte e à</p><p>distância percorrida pelos grãos entre a rocha-fonte e o ambiente de deposição.</p><p>Quanto à composição, as rochas siliciclásticas dependem da composição da rocha-fonte, mas os</p><p>minerais mais comuns com sua frequência relativa são:</p><p>quartzo (35 a 50 %), que predomina por ser um dos minerais mais abundantes na crosta terrestre,</p><p>além de ser estável e duro</p><p>minerais de argila (25 a 35 %)</p><p>fragmentos de rochas metamórficas (5 a 15 %)</p><p>feldspatos (5 a 15 %)</p><p>sílex (1 a 4 %)</p><p>minerais acessórios, como carbonatos e minerais pesados (menos de 1 %)</p><p>Quanto à forma dos grãos, eles são classificados segundo graus de arredondamento em classes</p><p>divididas entre muito angulosa e bem arredondada, e, no caso das rochas siliciclásticas, indicam a</p><p>distância de transporte. Quanto mais arredondados os grãos, maior a distância percorrida.</p><p>O tamanho dos grãos ou a granulometria, tanto de rochas siliciclásticas quanto de rochas carbonáticas,</p><p>é agrupado na tabela granulométrica, da qual pode-se separar três classes maiores:</p><p>finos ou fração lama, formada de silte e argila (< 0,062 mm)</p><p>médios ou fração areia (0,062 a 2,0 mm)</p><p>grossos ou fração cascalho (> 2,0 mm)</p><p>Como, para as rochas siliciclásticas, o tamanho dos grãos está diretamente</p><p>correlacionado a seu ambiente de deposição e ao agente de transporte, então a</p><p>classificação mais utilizada dessas rochas é baseada diretamente na tabela</p><p>granulométrica. Os principais nomes são: conglomerado ou brecha, arenito, siltito,</p><p>laminito, folhelho e argilito.</p><p>A classificação de rochas carbonáticas é mais complexa do que a das rochas siliciclásticas, pois essas</p><p>rochas foram, em sua maioria, depositadas no próprio local de vida dos organismos que a constituem e,</p><p>dessa maneira, os grãos não foram transportados. A energia do ambiente também é importante para a</p><p>constituição das rochas carbonáticas.</p><p>A classificação das rochas carbonáticas mais utilizada é a de Dunham (1989), que</p><p>considera a textura deposicional das rochas e a presença de lama, classificando-as</p><p>em: mudstone , wackestone ; packstone ; grainstone ; boundstone ; e carbonato</p><p>cristalino (Quadro 3.4).</p><p>Quadro 3.4 Classificação de rochas carbonáticas de acordo com a textura deposicional</p><p>Textura deposicional reconhecíve l</p><p>Textura</p><p>deposicional não</p><p>reconhecível</p><p>Componentes originais não ligados</p><p>durante a deposição</p><p>Componentes originais</p><p>ligados durante a</p><p>deposição</p><p>Carbonato cristalino</p><p>Contém lama (partículas do tamanho</p><p>da argila/silte fino</p><p>[< 0,016 mm ou < 16 µm])</p><p>Sem lama</p><p>Boundstone</p><p>Arcabouço sustentado por</p><p>matriz</p><p>Arcabouço sustentado</p><p>por grãos</p><p>Menos de 10</p><p>% de grãos</p><p>Mais de 10</p><p>% de grãos Packstone Grainstone</p><p>Mudstone Wackestone</p><p>Fonte: Adaptado de Dunham (1989).</p><p>Bacias sedimentares brasileiras</p><p>Bacias sedimentares são grandes depressões na crosta terrestre, onde se acumularam</p><p>e consolidaram rochas sedimentares ao longo do tempo geológico. Seu desenvolvimento</p><p>está associado à ação da tectônica de placas.</p><p>A principal classificação de bacias sedimentares utilizada é a de Klemme (1980), baseada no</p><p>posicionamento dinâmico das bacias em relação às placas tectônicas. Segundo essa classificação, as</p><p>bacias dividem-se em oito tipos:</p><p>I: interior simples</p><p>II: interior composta</p><p>III: rifte</p><p>IV: pequenas bacias oceânicas</p><p>V: margens passivas ( pull-apart )</p><p>VI: subducção</p><p>VII: mediana</p><p>VIII: deltas (terciários)</p><p>PARA REFLETIR</p><p>As bacias sedimentares brasileiras podem ser consideradas antigas ou recentes em relação ao</p><p>tempo geológico?</p><p>A classificação de Klemme (1980) foi adaptada por Szatmari e Porto (1986), de acordo com a idade</p><p>predominante do preenchimento sedimentar, para as bacias sedimentares brasileiras, que são distribuídas</p><p>entre os tipos I, II, III, V e VIII.</p><p>As bacias sedimentares brasileiras variam quanto a seu contexto de formação e à idade</p><p>geológica de seu preenchimento sedimentar, que vai desde o Protorozoico/Paleozoico</p><p>(mais antigas), como as bacias do Parecis/Alto Xingu e Tapajós, até o Cenozoico (mais</p><p>recente), como as bacias do Paraíba e do Pantanal.</p><p>Quadro 3.5 Classificação das bacias sedimentares brasileiras</p><p>Idade</p><p>Classificação e estilo tectônico</p><p>Bacia</p><p>Asmus e Porto,</p><p>1972 (termos de</p><p>Klemme, 1971)</p><p>Szatmari e Porto, 1982</p><p>Cenozoico</p><p>Pantanal e Bananal - Intracratônica de interior</p><p>remoto</p><p>Paraíba - Rifte</p><p>Mesozoico Acre II Intracontinental cratônica</p><p>da antefossa Andina</p><p>Idade</p><p>Classificação e estilo tectônico</p><p>Bacia</p><p>Asmus e Porto,</p><p>1972 (termos de</p><p>Klemme, 1971)</p><p>Szatmari e Porto, 1982</p><p>Tacutu, Marajo, Recon./Tucano III Rifte abandonado</p><p>(aulacogeno)</p><p>Barreirinhas, Potiguar,</p><p>Sergipe/Alagoas, Bahia Sul, Espírito</p><p>Santo, Campos, Santos e Pelotas</p><p>III – V Rifte evoluindo para pull</p><p>apart</p><p>Paleozoico</p><p>Paraná, Maranhão, médio e baixo</p><p>Amazonas I</p><p>Intracratônicas de interior</p><p>remoto – amplos arcos</p><p>regionais</p><p>Alto Amazonas I</p><p>Intracratônica de interior</p><p>próximo – efeitos</p><p>orogênicos hercinianos</p><p>Proterozoico Bambuí (São Francisco) - Intracontinental cratônica</p><p>da antefossa Brasiliana</p><p>Fonte: Adaptado de Szatmari e Porto (1986).</p><p>Consulte, no site do Grupo A, o mapa das bacias sedimentares brasileiras que</p><p>corresponde à classificação apresentada no Quadro 3.5.</p><p>As bacias brasileiras que se destacam em cada grupo segundo a classificação de Szatmari e Porto (1986) são:</p><p>I (interior simples): Solimões, Amazonas, Parnaíba, São Francisco e Paraná.</p><p>II (interior composta): Acre.</p><p>III (rifte): Tacutu, Marajó, São Luis, Jatobá, Tucano e Recôncavo.</p><p>V (margens passivas): Amapá, Pará, Maranhão, Barreirinhas, Ceara, Potiguar, Paraíba,</p><p>Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito Santo, Campos, Santos e Pelotas.</p><p>VIII (deltas [terciários]): Foz do Amazonas.</p><p>Atualmente, as bacias mais importantes para produção de hidrocarbonetos no Brasil são aquelas</p><p>desenvolvidas durante a ruptura do Gondwana, com a separação das placas africana e sul-americana e a</p><p>consequente formação do Oceano Atlântico Sul. Essas bacias são divididas em (MILANI et al., 2007):</p><p>bacias mesocenozoicas de margem distensiva, que se estendem desde a bacia de Pelotas, ao</p><p>sul, até a bacia de Pernambuco-Paraíba, a nordeste;</p><p>bacias mesocenozoicas de margem transformante (ou bacias da margem equatorial</p><p>brasileira), que incluem as bacias Potiguar, Ceará, Barreirinhas, Paraná-Maranhão e Foz do</p><p>Amazonas; e</p><p>riftes mesozoicos abortados, que incluem as bacias do Tacutu, Marajó, São Luiz/Bragança-</p><p>Viseu/Ilha Nova, Recôncavo, Tucano Sul Central e Tucano Norte Jatobá.</p><p>O preenchimento sedimentar dessas bacias data do Mesozoico/Cenozoico, e as bacias mostram</p><p>processos evolutivos relativamente associados no tempo, marcados pelo desenvolvimento de três fases</p><p>de evolução estrutural/deposicional: rifte/lacustre, transicional/marinho restrito, e margem</p><p>passiva/oceano aberto. Essas fases, também denominadas rifte, pós-rifte e drifte, estão presentes na</p><p>maioria dessas bacias.</p><p>As bacias do Recôncavo-Tucano-Jatobá constituem uma exceção à presença das três</p><p>fases de evolução estrutural/deposicional. Elas apresentam somente as fases pré-rifte e</p><p>rifte, devido à evolução do rifte não ter continuado no tempo geológico – essas bacias</p><p>representam uma parada na evolução, constituindo riftes abortados.</p><p>Fases evolutivas do preenchimento de bacias mesocenozoicas de margem</p><p>distensiva</p><p>Vamos descrever, a seguir, o contexto de formação das bacias sedimentares brasileiras cujo</p><p>desenvolvimento está associado ao limite de placas divergentes, ou seja, as bacias mesocenozoicas de</p><p>margem distensiva da costa leste brasileira. De uma maneira geral, as fases</p><p>evolutivas do processo de</p><p>desenvolvimento e de preenchimento destas bacias sedimentares de margens passivas compreendem</p><p>uma fase inicial (rifte) e uma fase posterior (drifte).</p><p>A fase inicial é marcada por grande atividade tectônica associada à abertura do rifte, com o</p><p>desenvolvimento de importantes falhas de abertura da bacia. Durante essa fase, são depositados</p><p>principalmente sedimentos siliciclásticos em ambiente lacustre desenvolvido no lago profundo do rifte</p><p>valley central. Esses sedimentos são diferentes nas partes proximais (bordas das falhas dos limites</p><p>externos da estrutura do rifte) e nas porções mais interiores, e também nas partes mais rasas em relação</p><p>às mais profundas da estrutura, criando, após o soterramento e a diagênese, uma associação de</p><p>diferentes rochas na bacia sedimentar.</p><p>As bacias brasileiras classificadas como bacias rifte (tipo III) apresentam somente a fase</p><p>inicial (rifte) de evolução tectono-sedimentar (bacias de Tacutu, Marajó, São Luis,</p><p>Jatobá, Tucano e Recôncavo).</p><p>A fase posterior é marcada pela subsidência da plataforma com o resfriamento e o afinamento da</p><p>litosfera, e uma relativa calma tectônica em relação à fase anterior. A fase drifte pode ser subdividida,</p><p>ainda:</p><p>na fase transicional, marcada pela entrada de água do mar na bacia, quando normalmente se</p><p>precipitam rochas sedimentares evaporíticas (sais) em ambiente restrito; e</p><p>na fase de margem passiva, posterior, marcada pela instalação do oceano aberto.</p><p>Comumente, na fase de margem passiva inicialmente ocorre o desenvolvimento de uma plataforma</p><p>carbonática rasa (deposição e precipitação de sedimentos carbonáticos). Com o aumento do nível do mar,</p><p>essa plataforma é “afogada” e são depositados sedimentos carbonáticos e siliciclásticos, cuja ocorrência e</p><p>associação dependem da profundidade da bacia e de eventos de variações do nível do mar e de</p><p>disponibilidade de sedimentos.</p><p>As bacias brasileiras de margem passiva (tipo V) correspondem à maioria das bacias da</p><p>costa leste brasileira (bacias do Amapá, Pará, Maranhão, Barreirinhas, Ceará,</p><p>Potiguar, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito</p><p>Santo, Campos, Santos e Pelotas).</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Compare as rochas siliciclásticas e carbonáticas no que se refere a sua constituição e</p><p>classificação.</p><p>2. Escolha cinco bacias sedimentares brasileiras apresentadas nesta seção e pesquise sobre o</p><p>potencial petrolífero delas. Discuta os resultados obtidos com seu professor e seus colegas.</p><p>Sistemas petrolíferos</p><p>Os sistemas petrolíferos compreendem: o conjunto de rochas (geradoras, carreadoras, reservatórios,</p><p>selantes e de sobrecarga), as acumulações de petróleo e gás geneticamente associadas e os</p><p>processos (trinômio geração-migração-acumulação, formação de trapas ou armadilhas, e timing ou</p><p>cronologia dos eventos) responsáveis por essas acumulações. Esses sistemas podem ser descritos com</p><p>base nos elementos e processos temporais espaciais, conforme o Quadro 3.6.</p><p>Quadro 3.6 Elementos e processos temporais espaciais dos sistemas petrolíferos</p><p>Processos temporais</p><p>Idade É o tempo geológico necessário para o desenvolvimento do processo do trinômio</p><p>geração-migração-acumulação.</p><p>Momento crítico É o tempo que melhor estabelece o trinômio</p><p>Tempo de</p><p>preservação</p><p>Inicia-se logo após o trinômio e pode incluir remigração, degradação física e/ou</p><p>biológica, ou a completa destruição do hidrocarboneto.</p><p>Elementos espaciais</p><p>Processos temporais</p><p>Aspecto geográfico É constituído pela área que limita a ocorrência das rochas-elemento do sistema</p><p>petrolífero</p><p>Aspecto</p><p>estratigráfico</p><p>Corresponde ao conjunto de unidades litológicas que inclui as rochas-elemento do</p><p>sistema petrolífero.</p><p>A nomenclatura dos sistemas petrolíferos é definida de acordo com:</p><p>1. formação geológica à qual a rocha geradora pertence;</p><p>2. formação geológica do maior reservatório do sistema petrolífero;</p><p>3. símbolo indicador do nível de certeza (conhecido [ ! ], hipotético [ . ], especulativo [ ? ]).</p><p>Sistema petrolífero Lagoa Feia – Carapebus (!): compreende os folhelhos geradores de</p><p>Idade Jiquiá (Andar Alagoas) da Formação Lagoa Feia, as rochas reservatório da</p><p>Formação Carapebus – arenitos turbidíticos –, e é um sistema conhecido e comprovado.</p><p>Esse sistema petrolífero da Bacia de Campos é responsável atualmente por mais de 50%</p><p>da produção nacional de óleo, incluindo os campos de Roncador, Albacora e o</p><p>complexo Marlim.</p><p>O sistema petrolífero pode ser avaliado quanto à sua dimensão, que corresponde ao volume total de</p><p>hidrocarbonetos recuperáveis, provenientes da mesma rocha geradora. Esse volume é usado para</p><p>comparação com outros sistemas e serve para determinar a eficiência da formação-acumulação do</p><p>sistema, que, por sua vez, corresponde à razão entre o volume total de hidrocarbonetos aprisionado no</p><p>sistema petrolífero e aquele gerado pela rocha geradora. Como podemos perceber, o sistema petrolífero</p><p>inclui apenas acumulações constatadas pela perfuração do poço, mas, antes disso, as definições de play</p><p>e prospecto são aplicadas na descrição da possível descoberta.</p><p>Prospecto é uma feição estrutural e/ou estratigráfica, interpretada e mapeada, com</p><p>potencial para constituir uma acumulação comercial de hidrocarbonetos. Play é o</p><p>conjunto de prospectos geologicamente relacionados, no que diz respeito ao sistema</p><p>petrolífero.</p><p>Prospecto e play são termos utilizados na argumentação geológica para a realização da perfuração de</p><p>poços para acumulações comerciais não descobertas. A definição do prospecto inclui considerações de</p><p>ordem econômica, como preço do barril, logística e infraestrutura, além de fatores como profundidade</p><p>da lâmina d’água, qualidade, tipo de hidrocarboneto e volumes possíveis.</p><p>Rochas-elemento</p><p>Os elementos essenciais de um sistema petrolífero incluem as rochas geradoras, carreadoras,</p><p>reservatórios, selantes e de sobrecarga. Suas principais características são mostradas no Quadro 3.7.</p><p>Quadro 3.7 Características das rochas de um sistema petrolífero</p><p>Rochas Características</p><p>Geradoras Ricas em matéria orgânica</p><p>Carreadoras</p><p>Porosas</p><p>Permeáveis</p><p>Capeadas</p><p>Reservatórios</p><p>Porosas</p><p>Permeáveis</p><p>Capeadas</p><p>Trapeadas</p><p>Selantes Baixa permeabilidade</p><p>De sobrecarga</p><p>Sobrejacentes</p><p>Exercem pressão litostática</p><p>A Figura 3.2 apresenta estruturas com rochas do sistema petrolífero.</p><p>Figura 3.2 Exemplo de estruturas envolvendo as rochas do sistema petrolífero.</p><p>Fonte: Indiana University Bloomington (c2016).</p><p>Rochas geradoras</p><p>As rochas geradoras de petróleo possuem como características essenciais a quantidade e a qualidade de</p><p>matéria orgânica (querogênio) que está contida nos sedimentos originais. Sob condições termoquímicas</p><p>adequadas, essa matéria orgânica se transforma em hidrocarbonetos.</p><p>A quantidade da matéria orgânica é medida pelo teor de carbono orgânico total (COT) contido na rocha</p><p>geradora. Normalmente, o COT mínimo é de 1 % para rochas siliciclásticas (folhelhos) e de 0,5 % para</p><p>rochas carbonáticas ( mudstones ), mas as rochas geradoras efetivas de maior potencial apresentam</p><p>COT superior a 3 %.</p><p>A geração de hidrocarbonetos está diretamente ligada à preservação da matéria</p><p>orgânica que foi depositada junto com os sedimentos no ambiente de sedimentação da</p><p>rocha geradora.</p><p>Como o ar atmosférico é muito oxidante (21 % de oxigênio) e deteriora a matéria orgânica, os sedimentos</p><p>que vão constituir as rochas geradoras devem ser depositados em ambientes de sedimentação mais</p><p>profundos, em zonas anóxicas (sem oxigênio), para possibilitar uma melhor preservação da matéria</p><p>orgânica, constituindo, assim, melhores rochas geradoras. Assim, as rochas geradoras são, em sua</p><p>grande maioria, rochas de granulometria fina, podendo ser carbonáticas ou siliciclásticas, normalmente</p><p>mudstones ou folhelhos, formadas em ambientes marinhos e lacustres profundos. Dessa maneira, os</p><p>principais organismos formadores de hidrocarbonetos são:</p><p>fitoplânctons, que são microrganismos flutuantes unicelulares fotossintéticos (utilizam a luz solar</p><p>como fonte de energia);</p><p>algas minúsculas; e</p><p>bactérias, tais como diatomáceas, dinoflagelados</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-16</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_pressao_vapor</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-17</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-18</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-19</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-20</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-21</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_1.xhtml#_idParaDest-22</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-25</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-26</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-27</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-28</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-29</p><p>Gasolina</p><p>Tipos</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>Querosene de aviação</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>Óleo diesel</p><p>Tipos</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>Aditivos</p><p>Óleo combustível</p><p>Tipos</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>Coque verde de petróleo</p><p>Tipos</p><p>Aplicações</p><p>Produção</p><p>Derivados não combustíveis</p><p>Gases propelentes</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-30</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-31</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-32</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-33</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-34</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-35</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-36</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-37</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-38</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-39</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-40</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-41</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-42</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-43</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-44</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-45</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-46</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-47</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-48</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-49</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-50</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-51</p><p>Nafta petroquímica</p><p>Produção</p><p>Solventes</p><p>Produção</p><p>Parafinas e lubrificantes</p><p>Produção</p><p>Lubrificantes</p><p>Parafinas</p><p>Asfaltos</p><p>Tipos</p><p>Enxofre</p><p>Produção</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 3 - Exploração</p><p>Geologia associada aos reservatórios de</p><p>petróleo</p><p>Rochas</p><p>Rochas sedimentares</p><p>Bacias sedimentares brasileiras</p><p>Fases evolutivas do preenchimento de bacias</p><p>mesocenozoicas de margem distensiva</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-52</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-53</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-54</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-55</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-56</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-57</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-58</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-59</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-60</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-61</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-62</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-63</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_2.xhtml#_idParaDest-64</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-67</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-68</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-69</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-70</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-71</p><p>Sistemas petrolíferos</p><p>Rochas-elemento</p><p>Rochas geradoras</p><p>Rochas reservatórios e carreadoras</p><p>Rochas selantes e de sobrecarga</p><p>Processos</p><p>Trinômio geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos</p><p>Formação de armadilhas ou trapeamento</p><p>Timing ou cronologia dos eventos do sistema petrolífero</p><p>Técnicas de exploração</p><p>Métodos potenciais</p><p>Métodos eletromagnéticos</p><p>Perfilagem geofísica</p><p>Métodos sísmicos</p><p>Perfuração de poços em terra e no mar</p><p>Um pouco de história</p><p>Tipos de perfuração</p><p>Sondagem à percussão</p><p>Sondagem rotativa</p><p>Processo</p><p>Tipos de poços</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-72</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-73</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-74</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-75</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-76</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-73B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-78</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-79</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-80</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-81</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-82</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-83</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-83B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-84</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-85</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-86</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-87</p><p>ou cocolitoforídeos.</p><p>Rochas reservatórios e carreadoras</p><p>As principais características das rochas reservatórios e carreadoras são a porosidade e a permeabilidade.</p><p>Assim, essas rochas devem ser capazes de conter e transmitir fluidos.</p><p>A diferença fundamental entre a rocha reservatório e a rocha carreadora é que a primeira</p><p>está também trapeada, isto é, encontra-se numa situação geológica adequada que</p><p>permite que o petróleo seja acumulado, enquanto a segunda permite a passagem,</p><p>através dela, do petróleo expulso da rocha geradora para que ele continue seu</p><p>processo de migração até a rocha reservatório. Então, no caso da rocha carreadora, o</p><p>petróleo não é acumulado.</p><p>A rocha reservatório constitui o principal elemento de estudo na caracterização e na modelagem de uma</p><p>acumulação, sendo a porosidade e permeabilidade dessa rocha parâmetros fundamentais para a</p><p>construção dos modelos de reservatório e para os cálculos de reserva. Assim, a qualidade do reservatório</p><p>é definida:</p><p>pela porosidade, que controla o volume de fluidos contido na rocha; e</p><p>pela permeabilidade, que define o fluxo desses fluidos dentro da rocha reservatório.</p><p>A porosidade (Φ) é o percentual de vazios em relação ao volume total da rocha, sendo</p><p>calculada da seguinte maneira: Φ = (Vvazios /Vtotal ) * 100.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>O que é mais desejado em uma rocha: uma porosidade alta ou baixa? E quanto à permeabilidade?</p><p>A porosidade é controlada pelos seguintes fatores:</p><p>forma dos grãos (arredondamento e esfericidade);</p><p>seleção ou heterogeneidade dos grãos ; e, ainda,</p><p>fábrica ou arranjo entre os grãos, que indica a compactação ou empacotamento entre grãos.</p><p>Quanto maior o arredondamento dos grãos, mais espaços vazios eles deixam entre si, aumentando a</p><p>porosidade. A relação da porosidade com a heterogeneidade ou seleção dos grãos, por sua vez, é</p><p>inversa, isto é, quanto maior a heterogeneidade, menor a porosidade, pois a variedade de forma e de</p><p>tamanho dos grãos permite um maior ajuste entre eles, diminuindo a quantidade de vazios.</p><p>O arranjo entre os grãos ou a fábrica também influencia a porosidade. Teoricamente, grãos bem</p><p>arredondados e bem selecionados com arranjo cúbico podem apresentar 48 % de porosidade, enquanto</p><p>os mesmos grãos num arranjo romboédrico têm somente 26 % de porosidade. Então, a porosidade está</p><p>relacionada ao espaçamento entre os grãos da rocha e, dessa maneira, rochas com granulometria –</p><p>tamanho dos grãos – de tamanho areia ou superior tendem a ser mais porosas.</p><p>Normalmente, a porosidade de rochas é calculada a partir de dados de perfis geofísicos</p><p>realizados durante a perfuração do poço (método indireto). Entretanto, a porosidade</p><p>também pode ser medida a partir de amostras da rocha obtidas por amostragem lateral</p><p>ou testemunhos de poços, também durante a perfuração. Essas amostras são</p><p>posteriormente levadas para o laboratório para elaboração de lâminas delgadas para</p><p>descrição por microscopia ótica (método direto).</p><p>O tipo de porosidade desenvolvido depende da história evolutiva das rochas reservatórios, e a sua</p><p>determinação tem por objetivos entender como o fluido está distribuído dentro das rochas e melhor</p><p>compreender o reservatório. Entre os tipos de porosidade mais comuns, encontram-se:</p><p>interpartícula (entre os grãos);</p><p>intrapartícula (dentro dos grãos, desenvolvida por dissolução);</p><p>de fratura ; e</p><p>móldica (formando moldes das carapaças dos fósseis).</p><p>Além disso, as porosidades ainda podem ser classificadas em:</p><p>primárias, desenvolvidas durante a formação da rocha; e</p><p>secundárias, formadas após a formação da rocha, através de processos diagenéticos</p><p>(compactação, dissolução, recristalização, etc.).</p><p>Do ponto de vista da modelagem de reservatórios, são consideradas dois tipos de porosidade: absoluta e</p><p>efetiva. A porosidade absoluta é a relação entre a quantidade total de poros em função do volume total da</p><p>rocha, como definido anteriormente. A porosidade efetiva, representada somente por poros</p><p>interconectados, é a de maior interesse, pois está relacionada à permeabilidade.</p><p>A permeabilidade é definida pela Lei de Darcy, que rege que, para um fluxo horizontal de</p><p>um fluido monofásico, a vazão do fluido (volume por unidade de tempo) que flui através</p><p>de uma amostra do meio poroso, de comprimento dx e seção reta de área A:</p><p>q = -A.(k/μ)dP/dx</p><p>k = (q.μ.L)/[A.(P1 -P2 )]</p><p>onde: k é a permeabilidade absoluta do meio poroso, q é a vazão do fluido, μ é a</p><p>viscosidade, L é o comprimento dx, A é a área da seção reta e (P1 – P2 ) corresponde ao</p><p>dP, que é o delta de pressão aplicada na amostra.</p><p>A porosidade é uma propriedade intrínseca da rocha, enquanto a permeabilidade está relacionada à rocha</p><p>e ao fluido, constituindo uma interação dinâmica entre ambos. Para exemplificar a relação entre</p><p>porosidade e permeabilidade, temos que uma rocha pode apresentar alta porosidade, mas, se o fluido</p><p>percorrer a rocha através de canais porosos estreitos e tortuosos, formando estrangulamentos ao fluxo e</p><p>dificultando, portanto, o movimento do fluido através da rocha, ela apresentaria baixa permeabilidade.</p><p>Entretanto, se a porosidade da rocha for caracterizada por canais mais conectados e maiores, ela</p><p>facilitaria o fluxo de fluido, por oferecer menor resistência, aumentando a permeabilidade.</p><p>A permeabilidade também pode ser estimada por meio de:</p><p>perfis de poços (principalmente ressonância magnética);</p><p>correlação com a porosidade;</p><p>testes de formação; ou, ainda,</p><p>permeâmetros em amostras de rochas.</p><p>Entretanto, sua determinação constitui uma das maiores dificuldades na elaboração de modelos de fluxo.</p><p>Como uma rocha reservatório normalmente contém dois ou mais fluidos saturando seu meio poroso, a</p><p>facilidade com que cada um desses fluidos se move é chamada permeabilidade efetiva do fluido em</p><p>questão. A permeabilidade absoluta considera um único fluido saturando a rocha, enquanto a</p><p>permeabilidade relativa do fluido é a razão entre a permeabilidade efetiva do fluido considerado e uma</p><p>permeabilidade de referência, normalmente a permeabilidade absoluta. Por exemplo, a permeabilidade</p><p>relativa do óleo é:</p><p>Kro = Ko/K,</p><p>onde Ko é a permeabilidade efetiva do óleo e K é a permeabilidade absoluta.</p><p>De uma maneira geral, apesar das variações locais, podem-se assumir, para fins de</p><p>ordem de grandeza, os seguintes parâmetros para valores de porosidade e de</p><p>permeabilidade:</p><p>Porosidade</p><p>0 a 5 %: insignificante;</p><p>5 a 10 %: pobre;</p><p>10 a 15 %: razoável;</p><p>15 a 20 %: bom;</p><p>20 a 25 %: excelente.</p><p>Permeabilidade</p><p>< 1 a 10 μD: pobre;</p><p>10 a 10 0μD: bom;</p><p>100 μD a > 1 D: excelente.</p><p>A permeabilidade varia muito e, em sedimentos argilosos ou com granulometria muito fina, normalmente</p><p>apresenta valores muito baixos, podendo ser inferiores a 1 µD (um micro-Darcy), enquanto alguns</p><p>arenitos e carbonatos podem apresentar permeabilidades superiores a 1D.</p><p>A porosidade e a permeabilidade dependem de vários fatores ligados às características dos grãos que</p><p>compõem a rocha, como tamanho, forma, arranjo e heterogeneidade, e da interação entre a rocha e os</p><p>fluidos, e definem a qualidade do reservatório. De maneira geral, a presença de frações finas (silte/argila)</p><p>na composição da rocha reservatório diminui a qualidade do reservatório (menos poroso). A porosidade</p><p>também depende dos processos de diagênese atuantes na rocha reservatório após a sua</p><p>deposição/precipitação ou, ainda, da atuação de esforços sobre a rocha.</p><p>O processo de diagênese, que inclui todas as modificações desenvolvidas em baixas</p><p>pressões e temperaturas em rochas sedimentares, pode envolver tanto a cimentação da</p><p>rocha, que oblitera o espaço poroso, diminuindo a porosidade e a permeabilidade e,</p><p>consequentemente, a qualidade do reservatório, como também pode ocasionar a</p><p>dissolução de grãos ou do cimento prévio, tendo efeito contrário ao da cimentação.</p><p>As rochas carbonáticas são mais susceptíveis à ação diagenética, e boa parte de sua porosidade é</p><p>controlada por processos desenvolvidos após sua formação, como:</p><p>dolomitização</p><p>cimentação</p><p>micritização (substituição de grãos maiores por lama)</p><p>dissolução</p><p>Assim, os reservatórios</p><p>são preferencialmente rochas siliciclásticas, como arenitos ou ainda</p><p>conglomerados, ou rochas carbonáticas, como grainstones , packstones ou boundstones . Isso se</p><p>deve ao fato de a granulometria destas rochas favorecer o desenvolvimento da porosidade primária, isto é,</p><p>a porosidade formada durante a deposição ou precipitação dos sedimentos.</p><p>Entretanto, também existem rochas reservatórios inicialmente não porosas, mas que sofreram processo</p><p>de dissolução – por exemplo, durante a diagênese – ou, ainda, que foram fraturadas, contendo óleo nas</p><p>fraturas – por exemplo, os basaltos (rochas ígneas) fraturados produtores nas bacias de Sergipe-Alagoas,</p><p>Campos e Santos.</p><p>Além da porosidade e da permeabilidade, outros parâmetros, tais como a molhabilidade – que representa</p><p>a “preferência” da rocha por um determinado fluido – e a saturação de fluidos, são normalmente estimados</p><p>durante a caracterização da rocha reservatório.</p><p>A saturação de fluidos é a fração do volume poroso ocupado por um determinado fluido, sendo: So, a</p><p>saturação de óleo; Sg, a saturação de gás; e Sw, a saturação de água; e a soma,</p><p>So + Sg + Sw = 1 (ou 100 %).</p><p>A saturação de fluidos pode ser estimada por perfis de poço ou determinada em análises de</p><p>laboratório. Trata-se de um dos parâmetros principais modelados na simulação de fluxo do reservatório,</p><p>além de ser acompanhado constantemente durante a produção de um campo.</p><p>Comumente, um reservatório produz mais de um fluido e as razões entre eles, denominadas RGO (razão</p><p>gás/óleo), RAO (razão água/óleo) ou, ainda, BSW (teor de sedimentos e água produzidos juntamente com</p><p>os hidrocarbonetos), devem ser mantidas dentro de um limite economicamente viável para a exploração.</p><p>O controle dessas razões é essencial para a manutenção da vida útil do campo.</p><p>A caracterização da rocha reservatório é de importância fundamental para determinar o comportamento do</p><p>reservatório ao longo do tempo de exploração da jazida pelos modelos de simulação de fluxo e, portanto,</p><p>para o desenvolvimento do plano de drenagem do campo.</p><p>Rochas selantes e de sobrecarga</p><p>As rochas selantes são rochas impermeáveis (ou com baixa permeabilidade) e não permitem ou retardam</p><p>muito a passagem/migração do óleo. Essas rochas, que são normalmente denominadas selo, são</p><p>constituídas, na grande maioria dos casos, de rochas de granulometria fina (silte/argila), tais como</p><p>folhelhos ou margas, ou ainda de rochas evaporíticas (sais).</p><p>As rochas selantes devem estar capeando a rocha reservatório e, quando associadas ao</p><p>reservatório de maneira adequada, estrutural ou estratigraficamente, constituem um dos</p><p>fatores fundamentais para o trapeamento de hidrocarbonetos, um dos processos dos</p><p>sistemas petrolíferos, que serão descritos a seguir.</p><p>As rochas de sobrecarga são constituídas por todo o pacote sedimentar depositado acima das outras</p><p>rochas-elemento do sistema petrolífero e são rochas essenciais a seu desenvolvimento, pois exercem a</p><p>pressão litostática necessária tanto à geração de hidrocarbonetos quanto à pressurização do</p><p>reservatório.</p><p>Processos</p><p>Os processos responsáveis pelo desenvolvimento de acumulações de hidrocarbonetos são:</p><p>o trinômio geração-migração-acumulação;</p><p>a formação de trapas ou armadilhas (trapeamento); e</p><p>o timing (cronologia dos eventos).</p><p>Trinômio geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos</p><p>O petróleo é gerado pelo aquecimento e soterramento da matéria orgânica contida em rochas geradoras.</p><p>Em seguida, ocorre a migração para rochas porosas e permeáveis por meio de rochas carreadoras e/ou</p><p>descontinuidades geológicas, como falhas ou discordâncias. Posteriormente, o petróleo se acumula nas</p><p>rochas reservatório, porque elas se encontram trapeadas por rochas selantes.</p><p>O processo é iniciado, portanto, com a geração que ocorre no local denominado cozinha de geração de</p><p>hidrocarbonetos.</p><p>A conversão da matéria orgânica em hidrocarbonetos, denominada maturação, é</p><p>uma reação termoquímica que depende da pressão de soterramento exercida sobre a</p><p>rocha geradora, da temperatura alcançada durante a história geológica e do tempo</p><p>geológico envolvido.</p><p>Na maturação, a pressão de soterramento ou litostática é exercida sobre as rochas geradoras por meio</p><p>das rochas de sobrecarga, que se encontram sobrejacentes às rochas geradoras. A janela de geração de</p><p>petróleo (faixa térmica ideal) situa-se entre 65° e 165° C, sendo função da profundidade da rocha</p><p>geradora e do gradiente geotérmico da bacia sedimentar – gradiente que mede a variação da temperatura</p><p>com a profundidade.</p><p>O processo de evolução térmica/maturação da rocha pode ser dividido em três etapas: diagênese,</p><p>catagênese e metagênese (Quadro 3.8).</p><p>Quadro 3.8 Etapas do processo de evolução térmica da rocha</p><p>Etapa Descrição Observação</p><p>Diagênese</p><p>Começa logo após a deposição da rocha.</p><p>Inicia-se com a decomposição bioquímica da</p><p>matéria orgânica, gerando o metano biogênico.</p><p>Continua com o aumento da pressão e temperatura,</p><p>com a conversão da matéria orgânica em</p><p>querogênio, que é a matéria orgânica amorfa</p><p>contendo C, H e O.</p><p>Durante a diagênese,</p><p>não são gerados</p><p>hidrocarbonetos, apenas</p><p>gases biogênicos.</p><p>A rocha geradora, nesta</p><p>etapa, é denominada</p><p>imatura .</p><p>Etapa Descrição Observação</p><p>Catagênese</p><p>O aumento da pressão e da temperatura faz o</p><p>querogênio se alterar.</p><p>As moléculas maiores dividem-se em moléculas</p><p>menores e mais simples de hidrocarbonetos, por</p><p>meio do processo conhecido como craqueamento.</p><p>É a principal fase de</p><p>geração de óleo e gás</p><p>úmido.</p><p>Nesta fase, as rochas</p><p>geradoras são</p><p>denominadas maduras.</p><p>Metagênese</p><p>É caracterizada pelo craqueamento dos demais</p><p>hidrocarbonetos, produzindo somente gás natural,</p><p>principalmente na forma de CH4 estável (metano).</p><p>O carbono residual é deixado na rocha fonte.</p><p>A rocha geradora, nesta</p><p>fase, é denominada</p><p>senil.</p><p>Em bacias sedimentares com valores mais elevados de gradiente geotérmico, as rochas geradoras</p><p>potenciais são submetidas às temperaturas ideais a menores profundidades. O tempo é um fator</p><p>igualmente importante, pois uma rocha com um mesmo tipo de matéria orgânica, submetida a condições</p><p>iguais de pressão e temperatura, pode estar imatura se o tempo de “cozimento” for curto, ou madura para</p><p>óleo ou até para gás, se o tempo envolvido for mais longo.</p><p>Se uma rocha está submetida, nos dias de hoje, a uma temperatura de 100 ° C, essa</p><p>rocha pode estar imatura se for cenozoica ou madura se for mesozoica.</p><p>Sendo assim, rochas geradoras de tempo geológico longo (da ordem de dezenas a</p><p>centenas de milhões de anos) podem gerar petróleo a baixas temperaturas (abaixo de</p><p>100 °C), e rochas geradoras mais recentes (Mioceno ao presente, por exemplo) podem</p><p>gerar petróleo em poucos milhões de anos se as temperaturas forem mais elevadas</p><p>(acima de 120 °C).</p><p>O fator tempo geológico provavelmente é o responsável pelo fato de que cerca de 60 % das rochas</p><p>geradoras das acumulações conhecidas até os dias atuais sejam de idade mesozoica.</p><p>A Figura 3.3 mostra a formação de hidrocarbonetos em função da profundidade.</p><p>Figura 3.3 Formação de hidrocarbonetos em função da profundidade.</p><p>Fonte: Adaptada de Oil and Gas Geology (c2010).</p><p>Migração de hidrocarbonetos é o processo de transporte do hidrocarboneto gerado na</p><p>rocha geradora. Esse processo ocorre porque os hidrocarbonetos gerados possuem um</p><p>volume maior que a matéria orgânica original e, como os hidrocarbonetos são fluidos,</p><p>tendem a buscar locais de menor pressão.</p><p>A migração é classificada em primária ou secundária.</p><p>Primária: é quando ocorre dentro da própria rocha geradora ou em distâncias relativamente curtas</p><p>para rochas próximas à geradora. Neste caso, o deslocamento do petróleo ocorre por microfissuras</p><p>geradas dentro da geradora para que essa rocha se liberte do excesso de fluidos, e o processo de</p><p>saída do petróleo da geradora também é denominado expulsão.</p><p>Secundária: é quando ocorre nas rochas externas à geradora, por meio das rochas carreadoras ou</p><p>dutos permeáveis, como falhas e discordâncias, por distâncias relativamente longas, ou, ainda,</p><p>dentro da rocha reservatório. Um tipo particular de migração secundária, denominado</p><p>remigração,</p><p>ocorre quando o petróleo acumulado volta a migrar, continuando sua trajetória até a superfície,</p><p>podendo ser trapeado novamente.</p><p>O petróleo expulso da rocha geradora continua a migrar através de dutos permeáveis ou rochas</p><p>carreadoras até encontrar uma rocha reservatório e ser trapeado ou, ainda, alcançar a superfície sob a</p><p>forma de exsudações.</p><p>A presença de exsudações é indicativa da existência de óleo na bacia sedimentar, porém</p><p>não evidencia a existência de um sistema petrolífero, pois pode significar um</p><p>trapeamento ineficiente.</p><p>Alguns campos de petróleo importantes, como o de Cantarell, no Golfo do México, foram descobertos</p><p>devido à existência de exsudações. Assim, a acumulação depende da existência de uma rocha com</p><p>características de reservatório ao longo do caminho da migração do hidrocarboneto.</p><p>Estudos a respeito de sistemas petrolíferos conhecidos indicam que eles possuem baixa</p><p>eficiência.</p><p>Se considerarmos uma rocha geradora que contenha apenas 1 % de matéria orgânica,</p><p>apenas 30 % dessa matéria é convertida em petróleo, e somente 1 % desse petróleo</p><p>migra, sendo 99 % do petróleo migrado perdido; portanto, apenas 1 % do petróleo</p><p>migrado é acumulado em rochas reservatório.</p><p>A eficiência dos sistemas petrolíferos, entretanto, aumenta se a rocha reservatório estiver</p><p>próxima à rocha geradora, pois a migração será mais efetiva.</p><p>A quantidade de petróleo gerada pela rocha geradora e os estilos de migração e de trapeamento</p><p>constituem os fatores-chave que contribuem para a qualidade do sistema petrolífero. Portanto, podemos</p><p>concluir que a acumulação de hidrocarbonetos e, principalmente, a ocorrência de petróleo em quantidade</p><p>significativa que permita que este possa ser produzido comercialmente dependem essencialmente dos</p><p>processos de geração, migração e formação de armadilhas.</p><p>Formação de armadilhas ou trapeamento</p><p>Armadilhas ou trapas são locais em subsuperfície onde o petróleo é trapeado, ficando</p><p>retido nas rochas-reservatório.</p><p>As armadilhas são constituídas de uma rocha reservatório, onde o petróleo é acumulado, e de uma</p><p>rocha selante, que impede que ele continue migrando. As rochas reservatório e selante devem estar</p><p>associadas de maneira adequada, estrutural e/ou estratigraficamente. Dessa maneira, as trapas podem</p><p>ser do tipo estrutural, estratigráfico ou misto, de acordo com o principal processo atuante na sua formação</p><p>(Quadro 3.9).</p><p>Quadro 3.9 Tipos de trapas</p><p>Estruturais O óleo é contido por algum tipo de deformação estrutural, como uma dobra ou falha</p><p>(Figura 3.4).Estruturais O óleo é contido por algum tipo de deformação estrutural, como uma dobra ou falha</p><p>(Figura 3.4).</p><p>Estratigráficas</p><p>O trapeamento do óleo e do gás está relacionado ao sistema deposicional das rochas</p><p>reservatório (como no caso de arenitos turbidíticos, por exemplo) ou ainda à presença</p><p>de discordâncias ou domos de sal (Figura 3.4).</p><p>Mistas Ocorre a associação entre os dois tipos anteriores para formar, na parte alta do</p><p>reservatório capeado pela rocha selante, a armadilha para trapear o hidrocarboneto.</p><p>Figura 3.4 Exemplos de trapas. As trapas dos tipos anticlinal (a) e de falha (b) são classificadas</p><p>como trapas estruturais no Quadro 3.9. Enquanto as trapas do tipo domo de sal (d) são</p><p>classificadas no Quadro 3.9 como trapas estratigráficas.</p><p>Fonte: Adaptada de Grotzinger e Jordan (2013).</p><p>Timing ou cronologia dos eventos do sistema petrolífero</p><p>Os processos descritos anteriormente para os sistemas petrolíferos precisam estar relacionados ao longo</p><p>do tempo geológico para permitir a existência de determinado sistema. O estudo de um sistema petrolífero</p><p>resulta na identificação de dois elementos característicos do trinômio geração-migração-acumulação, ao</p><p>longo do tempo geológico:</p><p>o intervalo de tempo que engloba o processo completo do trinômio, que é denominado tempo de</p><p>preservação de um sistema petrolífero ; e</p><p>o tempo específico que melhor representa o trinômio da maioria do óleo num sistema petrolífero, que</p><p>é denominado momento crítico.</p><p>Um quadro de eventos, que resume todos os eventos e processos ao longo do tempo</p><p>geológico, representa a sucessão cronológica dos eventos, ou seja, quando ocorreu a</p><p>formação/desenvolvimento dos elementos (rochas geradora, reservatório e selante,</p><p>bem como sobrecarga sedimentar) e processos (trapeamento e trinômio) do sistema</p><p>petrolífero, e o tempo de preservação e momento crítico. Esse quadro de eventos é</p><p>denominado representação sintética da cronologia dos elementos e processos ou,</p><p>ainda, timing do sistema petrolífero.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Agora que conhecemos os processos concernentes à acumulação de hidrocarbonetos, é válido</p><p>pensarmos com atenção em como isso se relaciona, de fato, com a existência dos sistemas</p><p>petrolíferos. O que acontece quando uma acumulação de hidrocarbonetos é descoberta?</p><p>A existência de um sistema petrolífero numa bacia sedimentar está condicionada à descoberta de uma</p><p>acumulação de hidrocarboneto pela perfuração de um poço exploratório. Então, a partir da descoberta de</p><p>óleo através desse poço, independentemente da viabilidade econômica desta acumulação, esse óleo faz</p><p>parte de um sistema petrolífero.</p><p>Uma vez realizada a descoberta, são iniciados os estudos de caracterização do sistema petrolífero da</p><p>bacia, que podem envolver a perfuração de outros poços. Além disso, com base nesse sistema petrolífero</p><p>são, normalmente, definidos plays geológicos (reservatórios e estilos de trapeamento) potenciais para</p><p>outras acumulações na bacia. Caso a perfuração de novos poços confirme outras acumulações,</p><p>geologicamente relacionadas à anterior, as fronteiras desse sistema petrolífero podem ser ampliadas.</p><p>Dessa maneira, o conhecimento acerca do sistema petrolífero varia principalmente segundo a exploração</p><p>de petróleo já desenvolvida na bacia sedimentar e o conhecimento das rochas e processos que envolvem</p><p>o reservatório a ser perfurado. Assim, podemos classificar o sistema petrolífero de acordo com o nível de</p><p>certeza em: conhecido, hipotético ou especulativo.</p><p>Tanto para a fase de definição de locações de poços exploratórios quanto para o estudo de caracterização</p><p>do sistema petrolífero e de plays geológicos, são utilizadas diversas técnicas de exploração, as quais</p><p>serão discutidas a seguir.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Faça um resumo das características de cada rocha-elemento do sistema petrolífero, explicando</p><p>como essas características se relacionam com os processos ligados aos hidrocarbonetos.</p><p>2. Elabore um esquema gráfico, como uma linha do tempo, em que cada marco seja uma parte do</p><p>trinômio geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos. Acrescente a seu esquema os</p><p>principais pontos e lembretes relativos a cada marco.</p><p>Técnicas de exploração</p><p>A pesquisa por acumulações de óleo e gás é realizada pela aplicação conjunta de métodos geofísicos,</p><p>assim como da análise de dados geográficos e geológicos da área de estudo. Campanhas de</p><p>aquisição de dados são realizadas, podendo ser em terra, mar ou ar, a fim de coletar informações que</p><p>serão processadas e, posteriormente, analisadas para tentar identificar o potencial da região.</p><p>Dependendo do ambiente onde essas campanhas são realizadas, dados adicionais podem ser</p><p>necessários. Entretanto, as informações citadas inicialmente são tidas como indispensáveis para qualquer</p><p>projeto de exploração.</p><p>Um exemplo da demanda por dados adicionais é a necessidade de informações sobre</p><p>regimes de correntes oceânicas em aquisições de dados marinhos ou, ainda, de</p><p>informações sobre ruído ambiental em aquisições terrestres.</p><p>Os dados de caráter geográfico são mais relacionados ao ambiente de aquisição. Tópicos a serem</p><p>estudados previamente, em uma etapa que antecede a aquisição de dados, incluem:</p><p>topografia;</p><p>vegetação;</p><p>solo;</p><p>sazonalidade de chuvas;</p><p>correntes oceânicas; e, até mesmo,</p><p>infraestrutura da região.</p><p>Quanto melhor for o conhecimento dessas variáveis, maiores serão as chances dos dados coletados</p><p>possuírem a qualidade desejada.</p><p>O levantamento de informações geológicas é de extrema importância. Sabe-se que ocorrências de</p><p>petróleo incidem</p><p>em certos tipos de estruturas geológicas, e a busca por novas ocorrências basicamente</p><p>se concentra na procura por regiões que apresentem condições similares às conhecidas. Dados</p><p>geológicos podem ser obtidos de diversas maneiras, conforme pode ser visto no Quadro 3.10.</p><p>Quadro 3.10 Formas de obtenção de dados geológicos</p><p>Perfuração de</p><p>poços</p><p>Pela descrição de amostras retiradas das camadas perfuradas, são obtidas informações</p><p>diretas sobre as formações de interesse.</p><p>Mapeamento</p><p>geológico</p><p>Por esse mapeamento, são obtidas informações sobre os tipos de rocha, as estruturas e</p><p>os processos atuantes, que indicam o contexto tectônico da área.</p><p>Perfuração de</p><p>poços</p><p>Pela descrição de amostras retiradas das camadas perfuradas, são obtidas informações</p><p>diretas sobre as formações de interesse.</p><p>Levantamento</p><p>estratigráfico</p><p>Pela análise de plugs retirados de poços ou de amostras de afloramentos, são obtidas</p><p>informações de alta resolução sobre o ambiente de deposição das rochas.</p><p>Após a área de interesse ter sido selecionada, diversos levantamentos geofísicos de dados podem ser</p><p>conduzidos a fim de estender o conhecimento das formações em profundidade.</p><p>A geofísica utiliza a medição de propriedades físicas, em superfície, para obter</p><p>estimativas sobre a distribuição dessas variáveis, em subsuperfície.</p><p>Ao contrário da geologia, a geofísica é considerada um método indireto. As informações sobre as</p><p>propriedades das camadas analisadas são obtidas por meio de dados medidos em superfície, ou seja, de</p><p>forma indireta. Este fato confere algumas características intrínsecas a alguns métodos geofísicos, como a</p><p>ambiguidade e a não estabilidade.</p><p>A ambiguidade ocorre quando não é possível determinar totalmente a distribuição de propriedades</p><p>causadora de uma anomalia geofísica, ou seja, se é possível determinar o tipo do material, não é possível</p><p>determinar sua geometria e vice-versa. Essa é uma característica dos métodos geofísicos potenciais</p><p>(gravimetria e magnetometria).</p><p>A não estabilidade é representada pela dificuldade em determinar com precisão uma solução para um</p><p>problema em que o ruído está presente nos dados, e, infelizmente, o ruído faz parte das medições em</p><p>praticamente todas as aquisições de dados. Na prática, não é possível eliminá-lo, porém pode-se atenuá-</p><p>lo.</p><p>A aplicação das técnicas geofísicas é indicada quando o alvo a ser estudado resulta de</p><p>uma distribuição anômala de propriedades, como normalmente acontece com jazidas</p><p>de bens minerais, que são nada mais do que corpos “estranhos” envoltos por rochas</p><p>encaixantes de natureza diferente.</p><p>A melhor maneira de mitigar os efeitos descritos anteriormente é abordar o problema de</p><p>maneira conjunta, utilizando todos os dados e informações disponíveis. Desse modo, as</p><p>incertezas podem ser trabalhadas e os riscos, gerenciados.</p><p>Dentre as principais técnicas utilizadas na exploração de hidrocarbonetos, destacam-se:</p><p>os métodos potenciais;</p><p>os métodos eletromagnéticos (EMs);</p><p>a perfilagem geofísica; e</p><p>os métodos sísmicos, os mais utilizados na exploração.</p><p>Existem diversos outros métodos geofísicos, como os métodos elétricos, os radiométricos e os</p><p>geotérmicos, porém estes não possuem aplicação destacada para a exploração de petróleo.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Que fatores devem ser levados em conta ao decidir que técnica deve ser empregada na exploração</p><p>de hidrocarbonetos?</p><p>Métodos potenciais</p><p>Os métodos potenciais possuem destacada aplicação na identificação das bacias sedimentares, onde é</p><p>muito importante determinar a profundidade do embasamento cristalino e, consequentemente, a</p><p>espessura do pacote sedimentar. Esses métodos são representados pela gravimetria e pela</p><p>magnetometria.</p><p>A gravimetria registra o efeito gravitacional das rochas presentes para estimar suas densidades. As</p><p>medições são realizadas por aparelhos extremamente sensíveis, chamados gravímetros, que registram</p><p>os dados com precisão superior a 1 mGal (1 mGal é igual 10 -3 cm/s 2 ).</p><p>Como as rochas sedimentares – devido à abundância em minerais mais leves como Si, Al, Mg e O –</p><p>normalmente apresentam densidades relativamente mais baixas comparadas às rochas ígneas e</p><p>metamórficas, seu sinal gravimétrico é mais fraco em relação a elas. Esse fato confere uma assinatura</p><p>gravimétrica diferenciada para as rochas sedimentares, o que faz da gravimetria um método excelente</p><p>para a sua identificação.</p><p>Outro método potencial, o método magnetométrico (ou manético), também denominado magnetometria,</p><p>utiliza a resposta magnética dos minerais presentes na rocha para fornecer a distribuição de</p><p>susceptibilidade magnética da área de estudo.</p><p>O magnetismo de uma rocha é resultado da quantidade de material magnético que ela</p><p>possui, representado basicamente pelos óxidos minerais magnetita e pirrotita.</p><p>Rochas sedimentares apresentam uma resposta magnética muito fraca em comparação aos efeitos que</p><p>podem ser produzidos por rochas metamórficas e, principalmente, ígneas. A não ser que haja uma</p><p>concentração anômala de magnetismo, como um corpo intrusivo, as rochas sedimentares são</p><p>consideradas não magnéticas. Sendo assim, o método magnetométrico também representa um excelente</p><p>método para mapeamento do registro sedimentar de uma bacia.</p><p>Métodos eletromagnéticos</p><p>Dentre os métodos EMs, destacam-se o método magnetotelúrico (MT) e o método eletromagnético com</p><p>fonte controlada (CSEM). Ambos os métodos utilizam campos elétricos e magnéticos para estimar a</p><p>distribuição de resistividades da subsuperfície terrestre.</p><p>O método CSEM utiliza como fonte um dipolo que emite um sinal eletromagnético de baixa frequência. A</p><p>energia é atenuada em sedimentos que são condutivos, enquanto se propaga mais em camadas resistivas</p><p>de rochas, como as do embasamento cristalino. Por sua vez, o método MT utiliza a energia</p><p>eletromagnética naturalmente incidente na superfície terrestre. A fonte é atribuída às interações do vento</p><p>solar com a magnetosfera terrestre e possuem frequências extremamente baixas, na casa de 10 -3 Hz.</p><p>Tanto o MT quanto o CSEM podem ser aplicados em terra ou no mar e, embora possuam resolução</p><p>inferior à sísmica, apresentam resolução consideravelmente superior aos métodos potenciais. As</p><p>características intrínsecas da aplicação de cada um dos métodos EMs faz com que o CSEM tenha uma</p><p>sensibilidade maior para a identificação de camadas mais finas, enquanto o MT é excelente para o</p><p>mapeamento de estruturas regionais.</p><p>Uma das melhores aplicações dos métodos EMs está vinculada ao fato de eles poderem</p><p>indicar facilmente fortes contrastes de resistividade elétrica, o que os tornam (mais</p><p>especificamente o CSEM e o MT) aplicações adequadas para o imageamento de áreas</p><p>onde o método sísmico apresenta problemas de resolução, como regiões sob</p><p>basalto, carbonatos e sal.</p><p>Perfilagem geofísica</p><p>A perfilagem geofísica consiste na perfuração de um poço e na descida de uma ferramenta chamada de</p><p>sonda, que registra informações sobre as formações atravessadas pela emissão de sinais elétricos que</p><p>incidem nas paredes das camadas. Os dados registrados podem ser de natureza elétrica, acústica,</p><p>radioativa, mecânica, térmica, entre outras, dependendo do tipo de propriedade petrofísica a ser</p><p>investigada.</p><p>Os métodos petrofísicos (especificamente a perfilagem geofísica) geram dados de alta confiabilidade, e</p><p>dessa forma, a não ser que haja problemas no registro dos dados, representam as informações mais</p><p>confiáveis sobre as camadas de interesse. A taxa de amostragem dos métodos de perfilagem,</p><p>normalmente, varia em torno de poucos centímetros, o que proporciona uma excelente resolução.</p><p>A perfilagem é muito utilizada no dia a dia de um projeto de interpretação de dados. Como exemplos,</p><p>citam-se a perfilagem acústica, que fornece os tempos de trânsito das ondas nas camadas, e a</p><p>perfilagem de densidade. A partir desses dados, é construído um sismograma sintético, que é utilizado</p><p>para a amarração sísmica, garantindo a equivalência entre os eventos de um sismograma real, registrados</p><p>em tempo, com as respectivas superfícies, em profundidade.</p><p>Os dados de perfilagem exibem as características</p><p>in situ das rochas e podem auxiliar</p><p>na identificação da presença de óleo nas formações.</p><p>Métodos sísmicos</p><p>Os métodos sísmicos, por sua vez, compreendem uma gama de métodos que utilizam a propagação de</p><p>ondas acústicas e/ou elásticas para inferir determinadas características sobre as camadas da</p><p>subsuperfície. Essas características incluem amplitude, impedância acústica (ou elástica), velocidade,</p><p>entre outras.</p><p>Dentre os métodos sísmicos, os mais comuns são o método de reflexão e o método de refração.</p><p>Entretanto, quando são necessárias informações adicionais sobre as camadas de interesse, podem ser</p><p>utilizadas técnicas especiais, como a tomografia sísmica, a sísmica de poço e a sísmica 4D ( time-</p><p>lapse ).</p><p>Nos métodos sísmicos, a energia incidente é gerada por uma fonte controlada que varia de acordo com o</p><p>ambiente de aquisição. Para aquisições em terra, é comum utilizar dinamites, caminhões bate-estaca (</p><p>mini-sosie ), marretas, percussores em queda-livre e outros.</p><p>No mar, são mais utilizados os canhões de ar ( air guns ) e também os canhões de água ( water guns ),</p><p>que deslocam grandes massas de água, fazendo com que a energia seja transferida para as camadas de</p><p>rocha do fundo do mar.</p><p>Uma vez que a energia propagante encontre uma superfície separadora entre dois meios com</p><p>propriedades sísmicas distintas, uma parcela dessa energia será refletida de volta à superfície e registrada</p><p>por aparelhos chamados de geofones (em aquisições terrestres) ou hidrofones (em aquisições</p><p>marinhas), enquanto a outra parte da energia será transmitida para as camadas subjacentes, podendo ser</p><p>refletida pelas camadas inferiores ou continuar se propagando. Devido a esse comportamento é que os</p><p>métodos sísmicos são separados em métodos de reflexão ou refração de acordo com o tipo de energia</p><p>utilizada como fonte sísmica.</p><p>A sísmica 4D tem sido utilizada para a caracterização de reservatórios. Um sistema de monitoramento</p><p>permanente é instalado e, de tempos em tempos, uma nova aquisição sísmica 3D, similar à primeira, é</p><p>realizada a fim de estudar a variação das propriedades sísmicas durante o intervalo entre os</p><p>levantamentos. Sendo assim, a quarta dimensão é o tempo entre as aquisições, e este varia</p><p>normalmente em torno de 3 a 6 meses. A primeira aquisição é chamada de aquisição base, e as demais</p><p>são chamadas de monitores.</p><p>A variação das propriedades ao longo do tempo representa o efeito da saída do óleo</p><p>das estruturas. Dessa forma, a sísmica 4D torna-se uma excelente ferramenta para a</p><p>previsão do comportamento da produção de óleo ao longo do tempo.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>No que diz respeito aos estudos sobre a exploração de petróleo, liste os tópicos e as propriedades</p><p>que podem ser estudados pelas áreas de geologia e geofísica.</p><p>Perfuração de poços em terra e no mar</p><p>Se os dados geológicos e geofísicos indicarem a presença de hidrocarbonetos, o próximo passo é a</p><p>perfuração de um poço pioneiro, que pode confirmar ou não a descoberta. A perfuração de poços é uma</p><p>das atividades mais complexas dentro da indústria petrolífera, sendo necessárias diversas etapas, desde a</p><p>sua construção até a finalização, para torná-lo apto para a produção de petróleo e gás.</p><p>Um pouco de história</p><p>Historicamente, o primeiro indício de perfuração de um poço de petróleo é atribuído a Edwin Drake,</p><p>também conhecido como Coronel Drake, em 1859, no estado da Pensilvânia, Estados Unidos. O</p><p>petróleo foi extraído utilizando um sistema de bombas de extração que eram utilizadas para a explotação</p><p>de água subterrânea. Ele é considerado até hoje o primeiro produtor de petróleo do mundo. Por volta do</p><p>fim do século XIX, o primeiro poço de petróleo offshore foi perfurado por Henry Williams, em um pier a</p><p>300 m da costa do Pacífico.</p><p>No Brasil, o primeiro poço foi perfurado somente em 1946, aproximadamente 87 anos após o poço</p><p>perfurado por Drake, na Bacia do Recôncavo, Bahia. A repercussão da descoberta, juntamente com</p><p>movimentos sociais na época, culminou com a fundação da Petrobras, em 1953.</p><p>Ao redor do mundo, a produção de petróleo aumentou drasticamente, com milhares de poços sendo</p><p>perfurados, ao longo do século XX, contribuindo cada vez mais para uma petróleo-dependência tão</p><p>evidente atualmente. Consequência disso é o fato de que nenhuma commodity gera tanto impacto na</p><p>economia global quanto o petróleo. Inevitavelmente, com o aumento da demanda, são necessários</p><p>esforços cada vez maiores para suprir o fornecimento.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quando o Brasil passou a produzir mais petróleo internamente, reduzindo a importação?</p><p>Tipos de perfuração</p><p>Basicamente, os tipos de perfuração existentes são:</p><p>sondagem à percussão; e</p><p>sondagem rotativa.</p><p>Sondagem à percussão</p><p>O método percussivo, também chamado de perfuração a cabo, tem sua utilização limitada a</p><p>relativamente baixas profundidades, geralmente não superiores a 200 m.</p><p>A sondagem à percussão é o mais antigo método de perfuração, e suas primeiras</p><p>utilizações remontam à China, há milhares de anos.</p><p>O problema em se utilizar a sondagem à percussão é que, além de lento, exige um trabalho adicional para</p><p>retirar os fragmentos de rocha do caminho de perfuração. A perfuração ocorre por golpes sucessivos</p><p>aplicados diretamente sobre a rocha, por meio de um sistema de sustentação que eleva e faz descer uma</p><p>broca, ocasionando a sua fragmentação.</p><p>Conforme a rocha é quebrada, vão sendo criados inúmeros fragmentos que, após algum tempo,</p><p>representam obstáculos para a continuidade da perfuração. É necessário retirá-los para que a perfuração</p><p>continue. A perfuração é, então, pausada, a sonda é retirada do poço e uma ferramenta chamada de</p><p>caçamba é descida para coletar os fragmentos de rocha.</p><p>Os fragmentos oriundos da perfuração são chamados de cascalho e possuem destacada</p><p>importância, pois permitem acesso direto às propriedades das camadas atravessadas.</p><p>Normalmente, esses estudos são feitos em laboratório.</p><p>Sondagem rotativa</p><p>A sondagem rotativa é o método no qual o poço é perfurado pela rotação de um sistema, chamado de</p><p>coluna de perfuração, fazendo com que a rocha seja quebrada devido à abrasão com a broca. Os</p><p>fragmentos são trazidos à superfície através da injeção e do bombeamento de fluidos de perfuração, que</p><p>podem ser à base de água ou de óleo.</p><p>A sondagem rotativa é o método de perfuração mais utilizado na indústria do petróleo</p><p>nos dias de hoje, pois permite que o cascalho seja retirado enquanto o poço é</p><p>perfurado.</p><p>Processo</p><p>A perfuração de poços pode ser conduzida em terra ou no mar, dependendo de onde a acumulação (ou</p><p>um indício dela) tenha sido encontrada. Logicamente, uma operação em terra é mais simples do que no</p><p>mar, por todas as dificuldades envolvidas ao lidar com o ambiente marinho. Quanto maior a distância da</p><p>costa, em geral, maior o nível de complexidade da operação.</p><p>A perfuração ocorre por meio de uma sonda, que é um equipamento formado por diversas estruturas que</p><p>trabalham em conjunto para que o poço possa ser perfurado. Dentre essas estruturas, podem-se citar</p><p>motores, mastros, brocas, bombas, tanques de fluidos e outras. Todas essas estruturas são comandadas</p><p>por sistemas informatizados que controlam o funcionamento de cada uma delas. A Figura 3.5 apresenta a</p><p>estrutura de uma sonda.</p><p>Figura 3.5 Estrutura de uma sonda de perfuração terrestre.</p><p>Fonte: Gauto (2015).</p><p>A operação de uma sonda exige ao menos duas equipes trabalhando conjuntamente:</p><p>uma equipe permanece em campo, operando os equipamentos, e</p><p>a outra equipe permanece em escritório, certificando-se de que todos os parâmetros especificados</p><p>para o poço, como trajetória, profundidade, medições de perfis, entre outros, estejam sendo</p><p>cumpridos rigorosamente.</p><p>Não há espaço para erros; um pequeno desvio em relação à trajetória programada pode custar milhões de</p><p>reais, podendo até mesmo inviabilizar um projeto.</p><p>As sondas de perfuração terrestre são instaladas no local onde se deseja perfurar e são, por definição,</p><p>fixas. A sonda permanece instalada enquanto houver atividade a ser realizada na localidade do poço. Ao</p><p>término da operação, ou seja, da vida útil do</p><p>poço, a sonda é, então, desativada.</p><p>Durante a perfuração, para evitar desmoronamentos das paredes do poço e resfriar a broca, é injetado na</p><p>coluna um fluido especial, chamado de lama de perfuração. Durante a perfuração, todo o material</p><p>triturado pela broca vem à superfície, misturado com essa lama. A análise desses detritos reúne a história</p><p>geológica das sucessivas camadas rochosas atravessadas pela sonda.</p><p>Nem sempre a perfuração de um poço resulta em uma descoberta de petróleo. Apesar do</p><p>grande progresso dos métodos de pesquisas, em média 80 % dos poços pioneiros não</p><p>resultam em descobertas comercialmente viáveis. Quando isso acontece, o poço é</p><p>tamponado com cimento e abandonado. Mesmo secos ou subcomerciais, esses poços</p><p>podem fornecer indicadores importantes para o prosseguimento das pesquisas,</p><p>porque permitem maiores conhecimentos sobre a área explorada.</p><p>As sondas marinhas podem ser de dois tipos: fixas ou móveis. As sondas marinhas fixas são as sondas</p><p>de plataforma, que são instaladas em locais com baixa lâmina d’água, podendo ser permanentes ou</p><p>temporárias. As sondas marinhas móveis (MODU, do inglês mobile offshore drilling unit ) são as sondas</p><p>que podem ser movidas de um lugar para outro, permitindo a operação em diferentes localidades. As</p><p>sondas do tipo MODU podem ser rebocadas, como é o caso de jack-ups e barcaças (utilizadas mais</p><p>comumente para águas interiores), ou podem se mover independentemente, como as plataformas</p><p>submersíveis, semissubmersíveis e os navios-sonda (Figura 3.6).</p><p>Figura 3.6 Tipos de plataformas para perfuração de poços.</p><p>Fonte: Gauto e Rosa (2013).</p><p>Atualmente, como a diversificação da matriz energética ainda é um objetivo a ser alcançado, a</p><p>necessidade por petróleo ainda é elevada. Por conta disso, caminha-se cada vez mais em direção aos</p><p>reservatórios localizados em águas profundas (superiores a 300 m) e ultraprofundas (acima de 1500 m).</p><p>Dessa maneira, a utilização de plataformas submersíveis e de navios-sonda têm sido cada vez mais</p><p>comuns.</p><p>Durante a perfuração, é necessário tomar precauções para que o poço se mantenha seguro e que possa</p><p>ser utilizado para a produção de petróleo posteriormente. Dentre tais precauções, podem-se citar:</p><p>o revestimento do poço e</p><p>a cimentação.</p><p>Um poço normalmente é perfurado em fases, cujo número varia e depende das características das zonas</p><p>a serem perfuradas e da profundidade final prevista. Quanto mais profundo for o poço, maior será o</p><p>número de fases. Cada uma dessas fases é concluída com a descida de uma coluna de revestimento e</p><p>sua cimentação.</p><p>A coluna de revestimento é composta por tubos cujo tipo de material e comprimento variam de acordo com</p><p>a pressão encontrada e com as características da formação atravessada. A coluna costuma ser de</p><p>diâmetro menor do que o trecho perfurado, sendo o espaço anular existente entre os tubos do</p><p>revestimento e as paredes do poço preenchidas, completa ou parcialmente, com cimento, cuja técnica é</p><p>denominada cimentação.</p><p>A cimentação fixa a tubulação da coluna de revestimento e evita que ocorra migração de fluidos das</p><p>diversas zonas permeáveis atravessadas pelo poço, por detrás do revestimento. O poço revestido e</p><p>cimentado previne o desmoronamento das paredes do poço, evita a contaminação de lençóis freáticos,</p><p>permite o retorno do fluido de perfuração à superfície, sustenta os equipamentos de segurança de cabeça</p><p>de poço, confinam a produção ao interior do poço, entre outras melhorias.</p><p>Quando a perfuração atinge sua profundidade final, um conjunto de serviços conferem estabilidade ao</p><p>poço e o tornam apto para produzir de forma segura e econômica. Esta etapa final da perfuração é</p><p>chamada de completação de poço (mais informações a respeito serão fornecidas no Capítulo 4).</p><p>A perfuração é um trabalho duro e ininterrupto. A cada 27 metros, os sondadores</p><p>encaixam um novo tubo. Como a vida útil da broca, que está na extremidade do primeiro</p><p>tubo, é relativamente curta, ela precisa ser trocada várias vezes durante a sondagem.</p><p>Para isso, é preciso retirar todos os tubos em seções de 27 metros e, depois da troca,</p><p>recolocar tudo no poço, sempre mantendo a pressão. Se o poço estiver a 4 mil metros,</p><p>o que é comum, serão necessárias mais de 200 operações com tubos para retirar e</p><p>colocar a nova broca.</p><p>Tipos de poços</p><p>Os poços, dependendo de qual seja o objetivo, podem ser classificados de diversas maneiras. Entretanto,</p><p>basicamente, eles podem ser agrupados em dois grandes grupos: exploratórios e de desenvolvimento. O</p><p>Quadro 3.11 apresenta a descrição e os principais tipos de cada um desses grupos.</p><p>Quadro 3.11 Classificação de poços segundo o objetivo</p><p>Grupo Descrição Tipo Descrição</p><p>Poços</p><p>exploratórios</p><p>Compreendem os</p><p>poços que são</p><p>perfurados com o intuito</p><p>de confirmar uma</p><p>reserva ou avaliar a</p><p>extensão dela.</p><p>Poço pioneiro ( wildcat well )</p><p>É o primeiro poço perfurado</p><p>em uma região em busca de</p><p>acumulações de óleo e/ou</p><p>gás.</p><p>Poço de extensão ( appraisal</p><p>well )</p><p>É o poço perfurado a fim de</p><p>delimitar uma acumulação.</p><p>Poço estratigráfico (</p><p>stratigraphic well )</p><p>É o poço perfurado para</p><p>mapear dados sobre as</p><p>camadas geológicas</p><p>presentes.</p><p>Poço seco ( dry well )</p><p>É o poço que não encontra</p><p>indícios nem de óleo nem de</p><p>gás.</p><p>Poços de</p><p>desenvolvimento</p><p>São os poços que são</p><p>perfurados após a</p><p>acumulação ter sido</p><p>confirmada e atestada</p><p>com economicamente</p><p>viável. Eles têm a</p><p>função de extrair o</p><p>petróleo do reservatório</p><p>para a superfície.</p><p>Poço de desenvolvimento (</p><p>development well )</p><p>É o poço perfurado para a</p><p>produção de petróleo.</p><p>Poço de injeção ( injection</p><p>well )</p><p>É o poço através do qual</p><p>são injetados fluidos como</p><p>água, gás ou outras</p><p>substâncias químicas, com o</p><p>intuito de manter constante</p><p>ou até elevar a pressão no</p><p>reservatório para que a</p><p>produção se mantenha</p><p>estável.</p><p>Poço de serviço ( service</p><p>well )</p><p>É o poço realizado para</p><p>efetuar serviços relativos à</p><p>produção, como disposição</p><p>de água salina, entre outros.</p><p>Os poços podem ser classificados, ainda, com base em sua trajetória, podendo ser verticais, direcionais</p><p>ou horizontais.</p><p>Um poço vertical, na prática, nunca é de fato totalmente vertical. Ele é assim chamado</p><p>quando sua inclinação é muito pequena comparada com sua extensão.</p><p>Poços direcionais são poços que sofrem desvio ao longo de sua trajetória, ou seja,</p><p>alteram sua inclinação e aximute. Isso significa que seu ponto geográfico final será bem</p><p>diferente de seu ponto inicial.</p><p>Poços horizontais são poços em que esse desvio ocorre em grande parte na direção</p><p>horiontal. Vale ressaltar que tais desvios na trajetória dos poços são realizados com o</p><p>intuito de otimizar a produção.</p><p>No site do Grupo A, você encontra informações sobre a avaliação econômica associada</p><p>às reservas de petróleo e como essas reservas estão distribuídas no Brasil e no</p><p>mundo.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre rochas e bacias sedimentares, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) A forma dos grãos de uma rocha é um dos aspectos que ajudam a identificar seu ambiente</p><p>sedimentar.</p><p>( ) As rochas carbonáticas têm condições de deposição mais amplas do que as rochas</p><p>siliciclásticas.</p><p>( ) A bacia do Alto Amazonas é mais recente do que a bacia de Paraíba.</p><p>( ) A principal classificação utilizada para as bacias sedimentares está relacionada à tectônica de</p><p>placas.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. V – V – F – F</p><p>B. V – F – F – V</p><p>C. F – F – V – V</p><p>D. F – V – V – F</p><p>2. Quanto aos sistemas petrolíferos, assinale a alternativa correta.</p><p>A. Com relação ao indicador do nível de certeza presente na nomenclatura de sistemas</p><p>petrolíferos, o símbolo “.” indica um sistema conhecido.</p><p>B. A porosidade e a permeabilidade de uma rocha reservatório têm relação direta: se a rocha tem</p><p>alta porosidade, ela também terá alta permeabilidade, e vice-versa.</p><p>C. A faixa térmica ideal para a geração de petróleo varia entre 65 e 165 ºC.</p><p>D. Na etapa de acumulação em rochas reservatório do trinômio geração-migração-acumulação</p><p>de hidrocarbonetos, a presença de exsudações certifica a existência de um sistema petrolífero.</p><p>3. Sobre as técnicas de exploração, correlacione</p><p>as colunas.</p><p>(1) Métodos potenciais</p><p>(2) Métodos</p><p>eletromagnéticos</p><p>(3) Perfilagem geofísica</p><p>(4) Métodos sísmicos</p><p>( ) Os dados resultantes deste método podem ajudar a identificar a</p><p>presença de óleo nas formações.</p><p>( ) Este método, a partir da propagação de ondas, infere</p><p>características como amplitude e velocidade sobre as camadas da</p><p>subsuperfície.</p><p>( ) Este tipo de método é adequado para o imageamento de áreas</p><p>como regiões sob basalto, carbonatos e sal.</p><p>( ) A magnetometria - que, a partir da resposta magnética dos</p><p>minerais de determinada rocha, determina a distribuição de</p><p>susceptibilidade magnética do local de estudo - é uma das</p><p>representantes deste método.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. 2 – 3 – 1 – 4</p><p>B. 4 – 2 – 3 – 1</p><p>C. 1 – 4 – 2 – 3</p><p>D. 3 – 4 – 2 – 1</p><p>4. Com relação à perfuração de poços, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. O Brasil começou a perfurar poços de petróleo no século XIX, logo após Edwin Drake ter</p><p>realizado a primeira perfuração de que se tem notícia.</p><p>II. Apesar de a sondagem à percussão ser a mais antiga, a sondagem rotativa é a mais utilizada</p><p>atualmente, pois, com este método, não é necessário parar a perfuração de tempos em</p><p>tempos para coletar fragmentos de rocha, como acontece na sondagem à percussão.</p><p>III. A maior parte das perfurações de poços pioneiros resulta em descobertas de petróleo</p><p>comercialmente viáveis.</p><p>IV. Devido à alta demanda por petróleo, as perfurações em águas profundas e ultraprofundas têm</p><p>ficado cada vez mais comuns.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a III.</p><p>B. Apenas a II e a IV.</p><p>C. Apenas a I, a II e a IV.</p><p>D. Apenas a II, a III e a IV.</p><p>5. Qual é a diferença entre poços exploratórios e poços de desenvolvimento? Qual é o objetivo de cada</p><p>um? Cite os principais tipos de poços de cada grupo.</p><p>Respostas: 1. B; 2. C; 3. D; 4. B</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>DUNHAM, R. J. Petrografia básica: textura, clasificación y nomenclatura de rocas. Madrid: Paraninfo, 1989.</p><p>GAUTO, M. Petróleo AS: exploração, produção, refino e derivados. 2. ed. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2015.</p><p>GAUTO, M.; ROSA, G. Química industrial. Porto Alegre: Bookman, 2013.</p><p>GROTZINGER, J.; JORDAN, T. Para entender a Terra. 6. ed. Porto Alegre: Bookman, 2013.</p><p>KLEMME, H. D. Petroleum basins: classification and characteristics. Journal of Petroleum-Geology, v. 3, n. 2, p. 187-</p><p>207, 1980.</p><p>INDIANA UNIVERSITY BLOOMINGTON. [ Rock “traps” produce petroleum (OG-13) ]. Bloomington: Indiana University,</p><p>c2016. Disponível em: < http://www.indiana.edu/~librcsd/etext/hoosier/OG-13.html >. Acesso em: 23 mar. 2016.</p><p>MILANI, E. J. et al. Bacias sedimentares brasileiras: cartas estratigráficas. Boletim de Geociências da Petrobras, v. 15,</p><p>n. 2, p. 183-205, 2007.</p><p>OIL AND GAS GEOLOGY. [Site]. [S. l.: s.n], c2010. Disponível em: < http://oilandgasgeology.com/ >. Acesso em: 23</p><p>mar. 2016.</p><p>SZATMARI, P.; PORTO, R. Classificação tectônica das bacias sedimentares terrestres do Brasil. Rio de Janeiro:</p><p>Petrobras/Cenpes, 1982. In: FIGUEIREDO, A. M.; RAJA-GABAGLIA, G. P. Sistema classificatório aplicado às bacias</p><p>sedimentares brasileira. Revista Brasileira de Geociências, v. 16, n. 4, p. 350-369, 1986.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>KEAREY, P.; BROOKS, M.; HILL, I. Geofísica de exploração. Rio de Janeiro: Oficina de Textos, 2009.</p><p>http://www.indiana.edu/~librcsd/etext/hoosier/OG-13.html</p><p>http://oilandgasgeology.com/</p><p>CAPÍTULO 4</p><p>Produção de petróleo e gás</p><p>Marcelo Gauto</p><p>Após o longo esforço do processo exploratório, do estudo da bacia, das avaliações técnico-comerciais</p><p>e da declaração de comercialidade de um campo de petróleo, a fase seguinte é a de desenvolvimento,</p><p>quando são construídas as instalações necessárias para a produção do óleo descoberto. A definição</p><p>do tipo de estrutura de produção a ser instalada depende de uma série de variáveis, tais como a taxa</p><p>de produção esperada, os métodos de escoamento a serem adotados, a quantidade e o</p><p>posicionamento dos poços, etc., bem como envolve equipes multidisciplinares, abrangendo geólogos,</p><p>geofísicos, engenheiros de petróleo, sondadores, produtores e engenheiros de reservatório. Neste</p><p>capítulo, discutiremos quais são os componentes que fazem parte da estrutura necessária para que</p><p>um campo de petróleo se torne produtor e como os fluidos gerados são escoados e separados nas</p><p>unidades de produção.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Distinguir os esquemas típicos de completação e arranjos de produção de poços de petróleo.</p><p>Comparar as diferentes plantas de produção de oléo e gás.</p><p>Identificar os diferentes tipos de elevação dos fluidos do reservatório até a superfície.</p><p>Explicar os mecanismos de produção de um reservatório.</p><p>Diferenciar recuperação primária, recuperação secundária convencional e recuperação secundária</p><p>especial.</p><p>Descrever como ocorre a separação do óleo, gás e água nas plantas de produção.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>Modelos de contratos de exploração e produção de petróleo</p><p>As descobertas de recursos petrolíferos em reservatórios do pré-sal, no fim de 2006, deram início a um</p><p>importante debate a respeito do regime regulatório relativo à atividade de exploração e produção de</p><p>petróleo no Brasil. Após intenso debate, o governo brasileiro mudou o modelo de exploração, que passou</p><p>a ser de partilha da produção para essas áreas, e não mais de concessão. Existem ainda os contratos</p><p>de serviços, que não são utilizados no Brasil. Entenda a diferença entre os modelos no Quadro 4.1.</p><p>Quadro 4.1 Modelos de exploração e produção de petróleo</p><p>Contrato de concessão Características principais Quem adota</p><p>(exemplos)</p><p>A empresa adquire o direito a explorar</p><p>uma área mediante o pagamento, como</p><p>contrapartida, de royalties e taxas ao</p><p>governo. No Brasil, a transferência das</p><p>concessões aos concessionários é feita</p><p>por meio de leilões de blocos</p><p>exploratórios, realizados pela Agência</p><p>Nacional do Petróleo, Gás Natural e</p><p>Biocombustíveis (ANP). Em troca do</p><p>direito à exploração das áreas</p><p>arrematadas em leilões, os</p><p>concessionários remuneram o Estado</p><p>por meio do pagamento de bônus de</p><p>assinatura, royalties – que são divididos</p><p>entre União, estados e municípios – e</p><p>da participação especial.</p><p>Ganha a companhia que paga</p><p>mais para arrematar a área a ser</p><p>explorada.</p><p>Tem risco exploratório alto.</p><p>Paga royalties + participações</p><p>especiais ao Governo.</p><p>Todo o óleo é propriedade da</p><p>companhia petrolífera.</p><p>Estados</p><p>Unidos</p><p>Canadá</p><p>Brasil (pós-</p><p>sal)</p><p>Contrato de partilha da produção Características principais Quem adota</p><p>(exemplos)</p><p>Historicamente, este tipo de contrato foi</p><p>criado pelas companhias de petróleo</p><p>para atuar em países de instabilidade</p><p>jurídica e regulatória. A partilha da</p><p>produção implica a partilha de</p><p>investimentos: tanto o Estado quanto a</p><p>empresa que realiza a exploração</p><p>devem investir na empreitada. A</p><p>empresa realiza a exploração e a</p><p>produção de petróleo, pagando o</p><p>Governo com parte do óleo produzido</p><p>ou em moeda pelo direito de realizar</p><p>essas atividades.</p><p>Ganha a companhia que oferecer</p><p>maior porcentagem de lucro na</p><p>exploração da área.</p><p>Tem risco exploratório médio-</p><p>baixo.</p><p>Paga royalties ao Governo.</p><p>O óleo produzido é dividido entre</p><p>o Governo e a companhia</p><p>petrolífera.</p><p>Rússia</p><p>Angola</p><p>Brasil (pré-</p><p>sal)</p><p>Contrato de serviços Características principais Quem adota</p><p>(exemplos)</p><p>Este tipo de contrato é menos comum</p><p>na indústria do petróleo internacional,</p><p>sendo adotado especialmente em</p><p>países onde predomina uma grande</p><p>resistência a investimentos estrangeiros</p><p>no setor de petróleo e gás natural. É o</p><p>modelo utilizado, por exemplo, no Irã e</p><p>no México. Este modelo envolve a</p><p>contratação de uma empresa para a</p><p>realização da atividade de exploração,</p><p>com a entrega da produção ao governo.</p><p>As empresas comumente atuam sob</p><p>contratos de risco, sendo remuneradas</p><p>quando os campos entram em</p><p>produção. O pagamento pelos serviços</p><p>prestados por essas empresas é feito</p><p>em petróleo ou em moeda. Neste</p><p>O Governo contrata uma</p><p>companhia petrolífera para fazer</p><p>perfuração e produção.</p><p>Tem risco exploratório baixo (é um</p><p>modelo para áreas com alta</p><p>probabilidade</p><p>de se achar</p><p>petróleo).</p><p>Todo o óleo produzido é do</p><p>Governo.</p><p>Arábia</p><p>Saudita</p><p>Irã</p><p>México</p><p>modelo, as reservas não podem ser</p><p>contabilizadas pelas companhias.</p><p>Como pôde ser visto no Quadro 4.1, o Brasil adota o modelo de partilha de produção para a área do pré-</p><p>sal e o de concessão para as demais áreas de exploração e produção. Os dois modelos adotados são</p><p>regulados pela ANP, por meio dos leilões dos blocos exploratórios. Somente após vencer um leilão e</p><p>cumprir um plano mínimo de investimentos é que uma empresa consegue explorar uma determinada área</p><p>para tirar petróleo de lá, em uma empreitada que facilmente exige bilhões de dólares, sem garantia de</p><p>retorno.</p><p>Estruturas de produção</p><p>PARA REFLETIR</p><p>No que diz respeito às estruturas de produção de petróleo, em que aspectos se diferenciam a produção</p><p>em terra e a produção no mar?</p><p>Delimitada a reserva de petróleo, caracterizado o comportamento dinâmico do reservatório e estabelecido o</p><p>plano de drenagem da acumulação, vem a fase de desenvolvimento, quando há a instalação da infraestrutura</p><p>necessária à produção, como, por exemplo:</p><p>plataformas</p><p>dutos</p><p>poços de injeção e produção</p><p>navios aliviadores</p><p>etc.</p><p>O conjunto de soluções adotadas para tornar a produção possível é bastante particular em</p><p>cada caso, pois depende da composição dos fluidos presentes no reservatório, da taxa</p><p>planejada de produção, do número de poços exigidos para uma produção otimizada da</p><p>reserva, entre muitos outros fatores. A produção de petróleo em alto-mar, por exemplo, é muito</p><p>mais difícil do que em um campo terrestre e exige maior tecnologia e esforço de capital</p><p>financeiro para ser posta em prática.</p><p>Para colocar um poço de petróleo a produzir, primeiramente é necessário que sejam instalados, na cabeça e no</p><p>interior do poço, equipamentos que garantam sua segurança, que permitam medições de variáveis importantes</p><p>(pressão e temperatura, por exemplo), a manutenção do poço e a regulagem da vazão dos fluidos produzidos.</p><p>A esta primeira etapa dá-se o nome completação do poço. A completação tornará o poço pronto para a</p><p>produção.</p><p>Em seguida, é necessário instalar os dutos e todo conjunto de equipamentos necessários à elevação dos</p><p>fluidos, que interligarão o poço à unidade de processamento primária, responsável pelo tratamento e pela</p><p>separação dos efluentes vindos do poço (água, óleo, gás e sedimentos). Se a produção for a alto-mar, a</p><p>unidade de processamento primária estará instalada sobre uma plataforma de petróleo.</p><p>A plataforma de petróleo varia de tipo, tamanho e complexidade em função da profundidade</p><p>da lâmina d’água sobre a qual ela está localizada e do conjunto de operações que são</p><p>adotadas no processamento primário do óleo e no escoamento dos fluidos.</p><p>Os fluidos produzidos e tratados na unidade de processamento primária precisam ser devidamente destinados.</p><p>A forma como se dará o escoamento desses fluidos é parte do planejamento da produção e depende do tipo de</p><p>unidade de produção adotada, se ela é capaz de armazenar temporariamente as correntes produzidas ou se</p><p>terá que escoar os fluidos para uma unidade de armazenamento externa.</p><p>A seguir, serão apresentadas as estruturas básicas necessárias à produção de petróleo e gás em terra e no</p><p>mar, que compõem a maior parte das estratégias de produção utilizadas mundialmente.</p><p>Completação de poços</p><p>Perfurado o poço, a fase seguinte é a completação, quando o poço é preparado para produzir. Essa operação</p><p>consiste na instalação de equipamentos, tanto no interior do poço de petróleo como também no seu exterior,</p><p>responsáveis pelo controle da vazão dos fluidos e funções auxiliares como aquisição de dados, controle da</p><p>produção de areia e elevação artificial. Há muitas opções para a completação de um poço, dependendo do</p><p>projeto específico. A seguir destaca-se as mais tipicamente utilizadas na indústria do petróleo.</p><p>Quanto ao tipo, a completação do poço pode ser classificada em:</p><p>Completação seca: quando a cabeça do poço e a árvore-de-natal (conjunto de válvulas de segurança e</p><p>controle do fluxo) estão na superfície terrestre ou na plataforma de produção marítima.</p><p>Completação molhada: quando a cabeça do poço e a árvore-de-natal são submarinas, instaladas no leito</p><p>do fundo marinho.</p><p>Esquemas típicos</p><p>A completação a poço aberto é a forma mais antiga, simples e barata de todas. A seção perfurada do</p><p>reservatório é deixada como poço aberto e nada é instalado através do reservatório. Este tipo de completação é</p><p>utilizado em alguns poços em terra e depende de uma avaliação criteriosa da formação rochosa existente, para</p><p>que ela não venha a desmoronar futuramente, bloqueando ou danificando o poço.</p><p>Embora a completação a poço aberto seja barata e simples, o acesso futuro ao reservatório,</p><p>para perfilagem e bloqueio de fluidos indesejados, é complicado. Além disso, as paredes do</p><p>poço podem desmoronar e bloquear a produção.</p><p>Para evitar o desmoronamento das paredes do poço, uma tubulação de aço, chamada de coluna de</p><p>revestimento, pode ser introduzida no poço, em uma completação a poço revestido. Essa tubulação pode ter</p><p>ranhuras ou perfurações feitas antes de ser instalada. Em torno dela, é colocada uma camada de cimento,</p><p>para impedir a penetração de fluidos indesejáveis, ou cascalhos, para minimizar o arraste de areia do poço</p><p>para a superfície (alguns poços podem conter peneiras instaladas com a mesma finalidade).</p><p>Se a tubulação utilizada não contém ranhuras ou perfurações prévias, a operação seguinte será o canhoneio</p><p>dela: um canhão especial desce pelo interior do revestimento e, acionado da superfície, provoca perfurações no</p><p>aço e no cimento, abrindo furos nas zonas portadoras de óleo ou gás e permitindo o escoamento desses fluidos</p><p>para o interior do poço.</p><p>A Figura 4.1 apresenta um resumo dos esquemas típicos de completação utilizados nos poços perfurados.</p><p>Figura 4.1 Esquemas típicos de completação de poços.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Atualmente, o poço cimentado e conhoneado é o tipo de completação mais utilizada. O poço</p><p>é perfurado até a profundidade final e, posteriormente, é descido o revestimento de produção</p><p>até o fundo do poço.</p><p>Após essa etapa, é cimentado o espaço anular entre os tubos de revestimento e a parede do</p><p>poço. Então, o revestimento é canhoneado em frente aos intervalos de interesse, com o auxílio</p><p>de cargas explosivas, permitindo, assim, que haja comunicação entre o reservatório produtor e</p><p>o interior do poço.</p><p>Coluna de produção</p><p>O poço pode ainda conter ou não uma coluna de produção inserida acima da zona produtora, para controlar o</p><p>fluxo de fluidos ou selecionar determinada seção de produção. A coluna de produção consiste em outra</p><p>tubulação, de menor diâmetro em relação à coluna de revestimento, que é introduzida no poço, para conduzir</p><p>os fluidos até a superfície. Dependendo do projeto do poço, a coluna de produção pode ser simples, seletiva ou</p><p>dupla em relação ao número de zonas explotadas, de acordo com o esquema da Figura 4.2 e o Quadro 4.2.</p><p>Figura 4.2 Configurações típicas de colunas de produção.</p><p>Fonte: Adaptada de Thomas (2004).</p><p>Quadro 4.2 Tipos de colunas de produção</p><p>Coluna de</p><p>produção</p><p>simples</p><p>Somente uma coluna de produção é descida no poço, possibilitando produzir fluidos de forma</p><p>controlada e independente em somente uma zona de interesse.</p><p>Coluna de</p><p>produção</p><p>seletiva</p><p>Somente uma coluna de produção é descida, equipada de forma que permita a produção de</p><p>várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja, uma por vez, resultando no controle dos</p><p>fluidos produzidos em cada reservatório.</p><p>Coluna de</p><p>produção</p><p>dupla</p><p>Duas colunas de produção são descidas no poço, permitindo o controle separado de vazão de</p><p>duas seções (formações) atingidas no reservatório de forma simultânea.</p><p>Árvore de natal</p><p>A fim de controlar a produção através da coluna, instala-se na boca do poço um conjunto de válvulas conhecido</p><p>como árvore de natal, um equipamento composto por um conjunto de válvulas cujo objetivo é controlar a</p><p>produção de fluidos. Esse equipamento fica acoplado à cabeça do poço e permite isolá-lo da unidade de</p><p>produção.</p><p>Em locações terrestres,</p><p>conhecidos como campos onshore , a cabeça do poço fica situada na superfície, sendo</p><p>denominada completação convencional ou seca, por utilizar, nesses casos, a árvore de natal convencional</p><p>(ANC) – Figura 4.3. No ambiente marítimo, chamado de offshore , a árvore de natal é dita molhada (ANM) –</p><p>Figura 4.4 – e se encontra fixada na cabeça do poço, no solo marinho.</p><p>Figura 4.3 Componentes de uma ANC.</p><p>Fonte: Gauto e Rosa (2013).</p><p>Figura 4.4 Exemplo de uma ANM.</p><p>Fonte: Neptune (c2016).</p><p>Onshore designa campos de petróleo localizados em terra, no continente. Offshore designa</p><p>campos de petróleo localizados em alto-mar, na plataforma continental.</p><p>Durante a perfuração e toda a completação do poço, nas suas diversas etapas</p><p>(condicionamento, avaliação da cimentação, canhoneio e instalação da coluna de produção), a</p><p>principal barreira de segurança é o chamado BOP ( Blowout Preventer ), equipamento utilizado</p><p>para evitar um fluxo descontrolado dos fluidos do poço para o ambiente externo a ele. Com o</p><p>poço em produção, o BOP é substituído pela árvore de natal.</p><p>O termo árvore de natal surgiu na década de 1930, quando moradores de províncias</p><p>petrolíferas terrestres dos Estados Unidos fizeram a associação do equipamento coberto de</p><p>neve a um pinheiro natalino.</p><p>Outros equipamentos</p><p>Instalada a árvore-de-natal, são interligados a ela os dutos e demais equipamentos que conduzem os fluidos até</p><p>a unidade de processamento.</p><p>Em um campo offshore, cada poço está conectado de forma independente à plataforma de produção (poços</p><p>satélites) ou, ainda, alguns poços podem estar reunidos em um grande equipamento chamado manifold , que</p><p>reúne diversos poços produtores para que os fluidos produzidos escoem dele por intermédio de apenas um duto</p><p>até a plataforma de produção. Da árvore-de-natal ou do manifold, os fluidos ascendem até a plataforma por</p><p>dutos flexíveis conhecidos como risers , capazes de suportar as cargas oferecidas pela movimentação das</p><p>marés e a pressão da lâmina d’água.</p><p>Uma série de outros equipamentos compõe a estrutura submarina de produção offshore,</p><p>formando uma complexa e grandiosa teia de equipamentos dispersos sobre o leito</p><p>marinho (Figura 4.5):</p><p>cabos de ancoragem;</p><p>tubos umbilicais eletro-hidráulicos, que acionam e controlam os equipamentos</p><p>submarinos;</p><p>jumpers ;</p><p>boias;</p><p>entre muitos outros acessórios.</p><p>Figura 4.5 Arranjos típicos de poços de petróleo offshore.</p><p>Fonte: PetroGasNews (2011).</p><p>Plantas de produção</p><p>O óleo que chega à superfície é coletado, por intermédio de dutos, e tratado em:</p><p>estações coletoras, para campos onshore ; ou</p><p>unidades estacionárias de produção (UEPs), também conhecidas como plataformas de produção, no caso</p><p>de campos offshore.</p><p>No Brasil, aproximadamente 90 % da produção de petróleo e gás se encontra no ambiente offshore . Por</p><p>isso, essas unidades de produção serão abordadas com mais profundidade no conteúdo a seguir.</p><p>Um pouco de história</p><p>Nos primórdios da produção offshore, a indústria do petróleo avançou mar adentro, carregando consigo</p><p>equipamentos e tecnologias utilizados em terra. Construía-se um píer, avançando algumas dezenas de metros</p><p>além da praia, e começava-se a operar.</p><p>Depois, à medida que se aprofundou a lâmina d’água, surgiram as primeiras estruturas marítimas, ainda</p><p>apoiadas no fundo do mar, chamadas de plataformas fixas ( jacket ). Elas eram assentadas no solo marítimo</p><p>por seu próprio peso ou por meio de estacas.</p><p>Com o passar do tempo, à medida que novas jazidas foram sendo descobertas, maiores se tornaram as</p><p>dificuldades de adaptação dos equipamentos terrestres. Um sistema fixo preso ao leito do oceano é muito</p><p>sensível aos efeitos da coluna d’água em profundidades superiores a 400 metros. Quantidades enormes de</p><p>materiais seriam exigidas para a construção das plataformas, inflando os custos ou tornando o projeto</p><p>tecnicamente inviável.</p><p>A pressão exercida pela água do mar a 200 metros de profundidade é da ordem de 20</p><p>toneladas, o que exige equipamentos muito mais reforçados e confiáveis para resistir às duras</p><p>condições do ambiente marinho e à corrosão provocada pela salinidade.</p><p>Então, começaram a surgir os primeiros equipamentos que operavam “molhados”, ou seja, estruturas de</p><p>produção submarinas, para substituir os equipamentos usados nas plataformas fixas. Nasceram assim os</p><p>primeiros sistemas de produção flutuantes ( floating ), nos quais um barco substituía a plataforma fixa, com</p><p>enorme economia de recursos.</p><p>Os primeiros sistemas flutuantes de produção datam da década de 1970, sendo os mais conhecidos as</p><p>plataformas semissubmersíveis ( semi-submersible floating production unit [SS-FPU]) e, mais</p><p>recentemente, os navios-plataforma do tipo FPSO ( floating, production, storage and offloading ),</p><p>construídos por meio de adaptação de casco de navio petroleiro ou da construção de um casco novo de navio</p><p>com esse fim. Como o nome indica, o FPSO é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e</p><p>transferência de petróleo e gás natural, sendo bastante utilizado no Brasil. A Figura 4.6 ilustra os tipos mais</p><p>comuns de plataformas de produção utilizadas no mar.</p><p>Figura 4.6 Tipos comuns de plataformas offshore: (1, 2 e 3): plataformas fixas; (4): plataforma</p><p>tension leg ; (5) plataforma mini tension leg ; (6) plataforma tipo SPAR; (7 e 8) plataformas</p><p>semissubmersíveis; (9) plataforma tipo FPSO; (10) plataforma fixa com completação submarina.</p><p>Fonte: Keefe (2014).</p><p>No site do Grupo A você encontra detalhes sobre cada uma das diversas plataformas</p><p>utilizadas para produção de petróleo no mar.</p><p>Objetivos e características</p><p>Além de atuar na produção de óleo e gás em si, as plataformas de produção normalmente têm outros objetivos,</p><p>como:</p><p>a perfuração de novos poços;</p><p>o armazenamento de hidrocarbonetos;</p><p>o apoio à produção de petróleo offshore (nas intervenções em poços, por exemplo);</p><p>entre outras atividades definidas de acordo com cada projeto de desenvolvimento do campo produtor.</p><p>As UEPs não costumam possuir propulsão própria; elas são ancoradas na locação definida para a explotação</p><p>do campo de petróleo cujos poços foram previamente perfurados e interligados a ela e, via de regra, não são</p><p>mais levadas ao continente durante sua vida útil de projeto. Em outras palavras, suas atividades de manutenção</p><p>são executadas em seu local de instalação. É nas UEPs que são montadas as plantas de separação de fluidos,</p><p>que serão discutidas logo a seguir.</p><p>No Quadro 4.3 são apresentados os principais tipos de plataformas em operação no Brasil e suas principais</p><p>características.</p><p>Quadro 4.3 Comparativo entre os diferentes tipos de plataformas</p><p>Fixa Semissub-</p><p>merssível FPSO FPSO</p><p>monocoluna</p><p>Tension Leg</p><p>Platform (TLP)</p><p>Lâmina d’água</p><p>(profundidade no</p><p>local da</p><p>instalação/operação)</p><p>Até 300</p><p>metros</p><p>Mais de 2.000</p><p>metros (pode ser</p><p>instalada em</p><p>grandes</p><p>profundidades</p><p>graças aos</p><p>sistemas de</p><p>ancoragem</p><p>modernos)</p><p>Mais de 2.000</p><p>metros (pode ser</p><p>instalada em</p><p>grandes</p><p>profundidades</p><p>graças aos</p><p>sistemas de</p><p>ancoragem</p><p>modernos)</p><p>Mais de 2.000</p><p>metros Até 1.500 metros</p><p>Como é</p><p>Funciona</p><p>como uma</p><p>estrutura</p><p>rígida,</p><p>fixada no</p><p>fundo do</p><p>mar por um</p><p>sistema de</p><p>estacas</p><p>cravadas.</p><p>Plataforma</p><p>flutuante,</p><p>estabilizada por</p><p>colunas. Pode</p><p>ser ancorada no</p><p>solo marinho ou</p><p>dotada de</p><p>sistema de</p><p>posicionamento</p><p>dinâmico, que</p><p>mantém a</p><p>posição da</p><p>plataforma de</p><p>forma</p><p>automática.</p><p>Plataforma</p><p>flutuante,</p><p>convertida a partir</p><p>de navios</p><p>petroleiros, na</p><p>maioria dos casos.</p><p>Assim como a</p><p>semissubmerssível,</p><p>é ancorada no solo</p><p>marinho.</p><p>Tem as</p><p>mesmas</p><p>características</p><p>da FPSO,</p><p>mas seu</p><p>casco tem</p><p>formato</p><p>cilíndrico.</p><p>Plataforma</p><p>flutuante, de</p><p>casco semelhante</p><p>a uma</p><p>semissubmersível.</p><p>É ancorada no</p><p>fundo do mar por</p><p>cabos ou tendões</p><p>de aço</p><p>tracionados.</p><p>Atividade de</p><p>perfuração Sim</p><p>Sim (algumas</p><p>podem ser só de</p><p>produção)</p><p>Não Não</p><p>Sim (só para a</p><p>manutenção dos</p><p>poços)</p><p>Atividade de</p><p>produção Sim</p><p>Sim (algumas</p><p>podem ser só de</p><p>perfuração)</p><p>Sim</p><p>Sim</p><p>(geralmente</p><p>são unidades</p><p>de perfuração</p><p>ou de</p><p>produção).</p><p>Sim</p><p>Onde é feito o</p><p>controle dos poços Superfície Fundo do mar Fundo do mar Fundo do mar Superfície</p><p>Capacidade de</p><p>armazenamento Não Não Sim Sim Não</p><p>Escoamento da</p><p>produção</p><p>Oleodutos Oleodutos ou</p><p>armazenamento</p><p>O óleo é exportado</p><p>para navios</p><p>O óleo é</p><p>exportado</p><p>O óleo é escoado</p><p>para uma</p><p>em navios e</p><p>posterior</p><p>descarregamento</p><p>nos terminais.</p><p>petroleiros, que o</p><p>descarregam nos</p><p>terminais.</p><p>para navios</p><p>petroleiros,</p><p>que o</p><p>descarregam</p><p>nos terminais.</p><p>plataforma de</p><p>produção (FPSO),</p><p>que realiza o</p><p>processamento e</p><p>o exporta através</p><p>de navios.</p><p>Vantagem</p><p>A instalação</p><p>é mais</p><p>simples e</p><p>permite que</p><p>o controle</p><p>dos poços</p><p>seja feito na</p><p>superfície.</p><p>Especialmente</p><p>projetada para</p><p>ter pouco</p><p>movimento.</p><p>A capacidade de</p><p>armazenamento</p><p>permite que opere</p><p>a grandes</p><p>distâncias da costa,</p><p>onde a construção</p><p>de oleodutos é</p><p>inviável.</p><p>Movimentos</p><p>menores do</p><p>que os</p><p>FPSOs tipo</p><p>Navio</p><p>Possui sistema de</p><p>ancoragem rígido</p><p>e movimentos</p><p>reduzidos, o que</p><p>permite que o</p><p>controle dos</p><p>poços seja feito</p><p>na superfície.</p><p>Exemplos</p><p>Mexilhão,</p><p>Pampo,</p><p>Garoupa,</p><p>Pargo 1A e</p><p>1B</p><p>(geminadas)</p><p>P-51 (prod.), P-</p><p>56 (prod.),P-10</p><p>(perf.), P-55</p><p>(prod.),P-18</p><p>(prod.), P-25</p><p>(prod.),</p><p>P-40 (prod.), P-</p><p>52 (prod.).</p><p>P-34, P-50, P-54,</p><p>P-62, Cidade de</p><p>Angra dos Reis,</p><p>Cidade de São</p><p>Vicente, Cidade de</p><p>Paraty, Cidade de</p><p>Itajaí</p><p>Plataforma de</p><p>Piranema P-61</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Para que servem e quais os tipos de colunas de produção utilizadas na completação de poços?</p><p>2. Elabore um esquema, do tipo linha do tempo, que contemple os marcos da história das plataformas de</p><p>produção de petróleo no mar (não é necessário informar as datas, apenas a sequência linear de</p><p>eventos importantes, conforme apresentado neste capítulo).</p><p>Elevação dos fluidos</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Que fatores podem impedir a elevação natural dos fluidos contidos em um reservatório?</p><p>Algumas vezes, o óleo contido no reservatório sobe à superfície espontaneamente, impelido pela pressão</p><p>interna dos gases que o compõem, em uma elevação natural. Quando isso não ocorre, é preciso usar</p><p>equipamentos para bombear os fluidos, dita elevação artificial. O bombeamento pode ser mecânico,</p><p>hidráulico, elétrico, entre outros, e representa custos adicionais ao projeto do poço.</p><p>Elevação natural: fluidos sobem até a superfície impelidos pela pressão natural do poço.</p><p>Elevação artificial ou forçada: fluidos são bombeados até a superfície através de</p><p>equipamentos específicos para tal finalidade.</p><p>Elevar os fluidos do reservatório para a superfície requer energia. Todos os reservatórios contêm energia sob a</p><p>forma de pressão, no próprio fluido comprimido e na rocha, devido à sobrecarga das camadas rochosas. A</p><p>pressão pode ainda ser mantida artificialmente ou reforçada pela injeção de gás ou de água no reservatório,</p><p>procedimento que costuma ser conhecido como manutenção da pressão.</p><p>Os sistemas de elevação artificial se diferenciam dos métodos de manutenção da pressão pela adição de</p><p>energia aos fluidos produzidos no poço e pelo fato de a energia não ser transferida para o reservatório (JAHN et</p><p>al., 2012). Esses sistemas são necessários sobretudo mais tarde na vida de um campo, quando as pressões do</p><p>reservatório diminuem e a produtividade do conjunto de poços cai.</p><p>Os tipos mais comuns de elevação artificial são:</p><p>bombeio mecânico com hastes (BM)</p><p>bombeio centrífugo submerso (BCS)</p><p>bombeio de cavidade progressiva (BCP)</p><p>gas lift contínuo ou intermitente (GLC ou GLI)</p><p>Os três primeiros tipos são basicamente compostos por bombas, diferindo um do outro em função do tipo de</p><p>bomba utilizada no projeto.</p><p>O BM é o mais antigo dos métodos, sendo até hoje utilizado nos campos de produção em</p><p>terra, conhecido como cavalo de pau, já que os primeiros equipamentos eram feitos de</p><p>madeira. Nos campos de produção offshore, o BCS, o BCP e a elevação por gas lift são os</p><p>métodos mais utilizados.</p><p>Bombeio mecânico com hastes</p><p>Este método de elevação utiliza um sistema de contrapesos acionado por uma fonte de energia (normalmente</p><p>um motor elétrico) que mantém um pistão no interior da coluna de produção do poço em movimento de sobe e</p><p>desce. A movimentação do pistão permite o bombeio do petróleo até a superfície. O BM é famoso pela</p><p>identidade visual do equipamento responsável pela movimentação do pistão no interior do poço, sendo</p><p>empregado exclusivamente em poços terrestres (Figura 4.7).</p><p>Figura 4.7 Principais componentes do cavalo de pau.</p><p>Fonte: Gauto e Rosa (2013).</p><p>Bombeio centrífugo submerso</p><p>Neste método, o poço é constituído de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios inserida em seu interior e</p><p>acionada por um motor elétrico, também colocado no interior do poço e acoplado à bomba. Diz-se submerso</p><p>porque este conjunto moto-bomba permanece mergulhado no fluido a ser elevado.</p><p>O BCS é um método de elevação indicado para poços com altas vazões de produção de petróleo e que sejam</p><p>profundos, ou seja, que tenham um longo trecho no interior do solo até as zonas de produção do reservatório.</p><p>O BCS não deve ser utilizado caso haja previsão de produção de areia (pequenos grãos</p><p>pertencentes à rocha do reservatório que podem se desprender e subir junto com o fluido até a</p><p>planta de processo).</p><p>A variação offshore deste sistema é praticamente idêntica, mas é chamada de bombeio centrífugo submerso</p><p>submarino (BCSS). Existem diferenças de projeto específicas para lidar com as questões inerentes à</p><p>confiabilidade do sistema, uma vez que a condição de acesso a ele para manutenção é complexa e custosa.</p><p>Bombeio de cavidade progressiva</p><p>Trata-se de outro método baseado no uso de uma bomba para pressurizar o fluido a ser elevado; desta vez, a</p><p>bomba é do tipo deslocamento positivo. A bomba possui um impelidor no formato de uma barra torcida em uma</p><p>helicoide que gira em uma câmara elastomérica pré-moldada. Os espaços formados pela barra e pela câmara</p><p>são as cavidades, e o formato em helicoide faz com que, ao girar, esses espaços se desloquem de forma</p><p>ascendente, levando o fluido para cima.</p><p>O BCP é muito mais utilizado em poços terrestres, porém não é descartado para poços submarinos.</p><p>O BCP é um método de elevação bastante indicado para fluidos viscosos e abrasivos.</p><p>Possui como característica uma baixa vazão de bombeio, sendo a temperatura do fluido</p><p>limitada pelo polímero utilizado na fabricação da câmara.</p><p>Gas lift contínuo (GLC) ou intermitente (GLI)</p><p>É um dos métodos mais utilizados para elevar petróleo em poços offshore. Este método, em vez de acrescentar</p><p>a pressão requerida para elevar o fluido até a altura onde se encontra a planta de processo, altera a densidade</p><p>do fluido, fazendo uma injeção controlada de gás na coluna de líquido. Assim, uma alteração na massa</p><p>específica do fluido é provocada para que se obtenha uma pressão requerida menor para se elevar o fluido.</p><p>Este método se mostra bastante versátil e com excelente continuidade operacional em comparação com os</p><p>outros métodos. Pode ser utilizado também em poços terrestres.</p><p>A técnica da elevação artificial gas lift tem por objetivo tornar mais leve a coluna de líquido pela injeção de gás</p><p>nessa coluna. Como o gás injetado é menos denso do que a mistura de fluidos que estão no poço, o resultado é</p><p>uma redução da densidade final da mistura formada entre os fluidos e o gás injetado.</p><p>O gás injetado no poço, que compõe a técnica do gas lift, é gás do próprio poço que foi seco, comprimido e</p><p>reinjetado no fundo do poço através da coluna de produção. O fluido do reservatório e o gas lift misturam-se no</p><p>fundo do poço e fluem para a superfície, onde parte do gás é reciclado de forma contínua. Dependendo das</p><p>características do poço e dos fluidos da formação, utiliza-se o gas lift de forma intermitente, não contínua. O</p><p>equipamento necessário para o processo contínuo ou intermitente é o mesmo, o que muda é o princípio</p><p>operacional.</p><p>O GLC é uma técnica útil para elevação de petróleos pesados, com baixo grau API. Já o GLI</p><p>é útil para petróleos mais viscosos, casos em que o processo contínuo pode gerar uma</p><p>emulsão cuja separação seria dispendiosa.</p><p>Mecanismos de produção de um reservatório</p><p>De modo geral, a produção de fluidos em um reservatório de petróleo ocorre principalmente devido à</p><p>descompressão natural do sistema (que causa a expansão dos fluidos no reservatório e a contração do</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-88</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-89</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-90</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 4 - Produção de petróleo e gás</p><p>Estruturas de produção</p><p>Completação de poços</p><p>Esquemas típicos</p><p>Coluna de produção</p><p>Árvore de natal</p><p>Outros equipamentos</p><p>Plantas de produção</p><p>Um pouco de história</p><p>Objetivos e características</p><p>Elevação dos fluidos</p><p>Bombeio mecânico com hastes</p><p>Bombeio centrífugo submerso</p><p>Bombeio de cavidade progressiva</p><p>Gas lift contínuo (GLC) ou intermitente (GLI)</p><p>Mecanismos de produção de um reservatório</p><p>Mecanismo de gás em solução</p><p>Mecanismo da capa de gás</p><p>Mecanismo de influxo de água</p><p>Métodos de recuperação do petróleo dos reservatórios</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_3.xhtml#_idParaDest-91</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-94</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-95</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-96</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-97</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-98</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-99</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-100</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-101</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-102</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-103</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-104</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-105</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-106</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-107</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-108</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-109</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-110</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-111</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-112</p><p>Recuperação secundária convencional</p><p>Recuperação secundária especial</p><p>Separação de óleo, água e gás</p><p>Processamento primário da produção</p><p>Sistemas típicos de separação</p><p>Características dos fluidos após passagem pela unidade de</p><p>produção</p><p>Óleo</p><p>Gás</p><p>Água</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 5 - Transporte dos hidrocarbonetos e</p><p>refino do gás</p><p>Logística do óleo e do gás</p><p>Escoamento e processamento do gás</p><p>Unidades de processamento de gás natural</p><p>Processo de secagem do gás natural</p><p>Transporte do gás após a secagem</p><p>Vantagens do uso do gás natural</p><p>Escoamento do petróleo</p><p>Dos navios-tanques até os terminais de armazenamento</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-113</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-114</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-115</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-116</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-117</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-118</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-119</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-120</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-121</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_4.xhtml#_idParaDest-122</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-125</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-126</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-127</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-128</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-129</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-130</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-131</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-132</p><p>Dos terminais de armazenamento até as refinarias</p><p>Risco de vazamentos</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 6 - Refino de petróleo</p><p>O refino de petróleo</p><p>Processos</p><p>Destilações do óleo cru</p><p>Destilação atmosférica</p><p>Destilação a vácuo</p><p>Craqueamento</p><p>ATIVIDADES</p><p>Reforma catalítica</p><p>Alquilação</p><p>Coqueamento retardado</p><p>O parque brasileiro de refino e a produção de derivados</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capítulo 7 - Tratamento dos derivados e</p><p>processos auxiliares de refino</p><p>Processos de tratamento</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-133</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-134</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_5.xhtml#_idParaDest-135</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-138</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-139</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-140</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-141</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-142</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-143</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-144</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-145</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-146</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-147</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-147B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_6.xhtml#_idParaDest-148</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-151</p><p>Tratamento com etanolaminas</p><p>Tratamento cáustico</p><p>Hidrotratamento</p><p>Processos auxiliares</p><p>Geração de hidrogênio</p><p>Tratamento de águas ácidas</p><p>Recuperação de enxofre</p><p>ATIVIDADES</p><p>Capitulo 8 - Utilidades de processo</p><p>Conceitos e processos básicos de tratamento de</p><p>água</p><p>Clarificação da água bruta</p><p>Filtração da água clarificada</p><p>Filtração granular</p><p>Filtração por membrana</p><p>Utilização</p><p>Desmineralização da água</p><p>Desmineralização por resinas trocadoras de íons</p><p>Desmineralização por osmose reversa</p><p>Utilização</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-152</p><p>volume</p><p>poroso) e ao deslocamento de um fluido por outro fluido, como ocorre, por exemplo, quando um aquífero invade</p><p>uma zona de óleo. A partir disso, a produção de um reservatório ocorre segundo três principais mecanismos:</p><p>mecanismo de gás em solução</p><p>mecanismo da capa de gás</p><p>mecanismo de influxo de água</p><p>Além dos mecanismos listados, existe ainda o que se denomina de mecanismo de</p><p>segregação gravitacional, que corresponde ao efeito da ação da gravidade na disposição dos</p><p>fluidos no interior do reservatório, ou seja, fluidos mais densos tendem a ir para o fundo do</p><p>reservatório, enquanto os mais leves, como os gases, ocupam o topo.</p><p>Mecanismo de gás em solução</p><p>No mecanismo de gás em solução (Figura 4.8), a produção ocorre em função da expansão do gás que</p><p>inicialmente estava dissolvido no óleo e que vai saindo da solução, em reservatórios não associados a grandes</p><p>massas de água ou gás. Conforme o óleo vai sendo produzido a pressão interna do reservatório diminui,</p><p>ocorrendo a expansão dos fluidos.</p><p>Figura 4.8 Mecanismo de produção do tipo gás em solução.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A característica marcante deste mecanismo é que, ao ser produzido desde muito cedo, o gás leva consigo a</p><p>“energia do reservatório”, levando a pressão a declinar rápida e continuamente. Isso faz com que a razão gás-</p><p>óleo (RGO) cresça também rapidamente até um valor máximo, de modo que se tenha uma baixa recuperação</p><p>do reservatório existente (abaixo de 20 % do volume de óleo original).</p><p>Mecanismo da capa de gás</p><p>Já o mecanismo da capa de gás (Figura 4.9) ocorre em reservatórios em que há acúmulo de gás nas partes</p><p>mais altas do meio poroso, formando uma capa de gás acima do óleo. Conforme o óleo vai sendo produzido, a</p><p>pressão vai caindo e o gás vai migrando e ocupando o lugar do óleo.</p><p>Figura 4.9 Mecanismo de produção do tipo capa de gás.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A pressão cai continuamente, mas de forma mais lenta do que no mecanismo de gás em solução. O volume de</p><p>óleo recuperado neste tipo de mecanismo é um pouco maior (de 20 a 30 % do volume de óleo original).</p><p>Mecanismo de influxo de água</p><p>Por fim, o mecanismo de influxo de água (Figura 4.10) ocorre quando a formação contendo o óleo está em</p><p>contato íntimo com grande acumulação de água. Com a redução de pressão do reservatório (lenta e</p><p>continuamente) causada pela produção do óleo, a água vai tomando o espaço poroso da zona de óleo, através</p><p>de um influxo, que vai deslocar mais óleo para o poço de produção, além de manter a pressão na zona de óleo.</p><p>Figura 4.10 Mecanismo de produção do tipo influxo de água.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Isso faz com que este tipo de mecanismo tenha grande fator de recuperação (de 30 a 40 % do volume de óleo</p><p>original, podendo ser o dobro disso em algumas situações). Com o passar do tempo, a razão água-óleo (RAO)</p><p>cresce até que o reservatório produza mais água do que óleo e a produção se torne economicamente inviável.</p><p>Existem reservatórios em que os mecanismos anteriormente descritos ocorrem combinados,</p><p>ou seja, contêm gás, óleo e água em grandes acumulações.</p><p>Métodos de recuperação do petróleo dos reservatórios</p><p>Recuperação secundária convencional</p><p>É importante ressaltar que boa parte do petróleo encontrado ficará presa à rocha-reservatório, sem que se</p><p>possa retirá-lo de lá. Comumente, mais da metade do volume de óleo existente fica ocluído aos poros das</p><p>rochas.</p><p>Com o passar do tempo, alguns estímulos adicionais externos serão utilizados para a extração do petróleo.</p><p>Esses estímulos podem, por exemplo, ser injeção de água ou de gás no reservatório, ou dos dois</p><p>simultaneamente, através de poços de injeção de água na base do reservatório ou de gás no topo dele –</p><p>mecanismo denominado recuperação secundária convencional –, conforme apresentado na Figura 4.11.</p><p>Figura 4.11 Sistemas típicos de recuperação secundária convencional.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Tanto a injeção de água quanto a de gás no reservatório visam aumentar o fator de recuperação e têm como</p><p>finalidade única o deslocamento de óleo para fora dos poros da rocha, por meio de um mecanismo puramente</p><p>mecânico.</p><p>Classifica-se também como recuperação convencional a recuperação primária de óleo devido</p><p>à energia, pressão existente, do próprio reservatório.</p><p>Recuperação secundária especial</p><p>Em algumas situações, como a presença de óleos de alta viscosidade, a recuperação convencional leva a uma</p><p>baixa eficiência na recuperação do óleo. Diante disso, adotam-se os métodos de recuperação secundária</p><p>especial, também conhecida como recuperação terciária.</p><p>Os métodos de recuperação secundária especial podem ser térmicos, miscíveis ou químicos, aplicados de</p><p>forma isolada ou conjunta. A aplicação de qualquer um desses métodos especiais requer uma avaliação prévia</p><p>minuciosa do tipo de petróleo, da profundidade e das características da rocha-reservatório para que</p><p>possam ser devidamente aplicados. O Quadro 4.4 apresenta exemplos de aplicação dos processos especiais</p><p>mais comuns.</p><p>Quadro 4.4 Métodos de recuperação secundária especial</p><p>Métodos Como normalmente é realizado Objetivo</p><p>Térmicos Injeção de fluidos aquecidos no reservatório (água</p><p>ou vapor, normalmente).</p><p>Facilitar a fluidez do óleo até o poço de</p><p>produção, reduzindo sua viscosidade.</p><p>Miscíveis Injeção de fluidos miscíveis no óleo, como gás</p><p>carbônico, gás natural ou nitrogênio.</p><p>Deslocar o óleo para fora da área que for</p><p>contatada pelo fluido injetado.</p><p>Químicos Injeção de solução de polímeros, tensoativos, soda</p><p>cáustica, microemulsão, entre outros.</p><p>Aumentar a recuperação de óleo do</p><p>reservatório.</p><p>A produção de um poço de petróleo irá decair após certo tempo de explotação do óleo. Como vimos, diversas</p><p>técnicas podem ser aplicadas para a recuperação do óleo residual do reservatório. A escolha de uma ou mais</p><p>técnicas de recuperação depende de uma análise criteriosa dos profissionais envolvidos no controle da</p><p>produção do reservatório.</p><p>Veja, a seguir, um resumo dos diferentes tipos de recuperação de petróleo.</p><p>Recuperação primária: usa a energia, na forma de pressão, do próprio reservatório para</p><p>produzir o óleo presente no reservatório.</p><p>Recuperação secundária convencional: utiliza a injeção de fluidos não miscíveis ao</p><p>óleo para melhorar a produção do reservatório.</p><p>Recuperação secundária especial ou recuperação terciária: utiliza a injeção de fluidos</p><p>especiais, miscíveis ao óleo, para aumentar a recuperação e a produção do reservatório.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Por que o mecanismo de influxo de água tem um fator de recuperação do reservatório superior em</p><p>relação ao mecanismo da capa de gás e ao mecanismo de gás em solução? Que fatores influenciam</p><p>essa questão?</p><p>2. Em que circunstâncias os métodos de recuperação secundária especial devem ser priorizados em</p><p>detrimento da recuperação convencional de petróleo dos reservatórios? Por quê?</p><p>Separação de óleo, água e gás</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quais são os destinos do óleo, da água e do gás, após separados?</p><p>O petróleo e o gás produzidos nos campos terrestres e nas UEPs, depois de elevados até a superfície,</p><p>necessitam ser separados e tratados. A escolha dos métodos de separação e tratamento, bem como seu</p><p>dimensionamento, depende de variáveis, como pressão, vazão, temperatura, composição dos hidrocarbonetos,</p><p>viscosidade, massa específica dos fluidos produzidos, grau de dificuldade em separar as fases, entre outras.</p><p>Essas variáveis irão determinar o tamanho das instalações e o tipo mais adequado de tratamento a ser</p><p>adotado para a separação das correntes produzidas. Isso impacta, inclusive, a escolha do tipo de unidade de</p><p>produção que será adotado, principalmente no tipo de plataforma, se a produção for offshore. De acordo com os</p><p>estudos do reservatório e de viabilidade técnico-econômica, o sistema de produção poderá ter uma planta de</p><p>processamento bem simples ou mais complexa.</p><p>As plantas simplificadas efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto as mais</p><p>completas incluem tratamento e estabilização do óleo, condicionamento e compressão do gás,</p><p>tratamento da água oleosa, além do tratamento de água para injeção no reservatório, e</p><p>descarte.</p><p>Processamento primário da produção</p><p>O petróleo extraído das jazidas passa por um processamento primário que separa o óleo da água e do gás. A</p><p>complexidade do tratamento envolvido depende da temperatura ; das vazões e pressões esperadas ; do tipo</p><p>de óleo envolvido (pesado ou leve); das características desejadas para a exportação do óleo e do gás ;</p><p>entre outros fatores. Esse processamento tem como finalidades:</p><p>promover a separação óleo/gás/água;</p><p>tratar ou condicionar os hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias ou unidades</p><p>de processamento de gás natural (UPGNs); e</p><p>tratar a água para que seja destinada à condição ambiental e tecnicamente mais aceitável (descarte ou</p><p>reaproveitamento).</p><p>Sistemas típicos de separação</p><p>Os sistemas utilizados para a separação de óleo, gás e água podem ter quatro arranjos típicos; a finalidade de</p><p>cada um é apresentada no Quadro 4.5.</p><p>Quadro 4.5 Arranjos típicos das unidades de produção</p><p>Sem</p><p>separação</p><p>dos fluidos</p><p>A planta de processo visa executar somente teste e avaliação da produção dos poços</p><p>através de um separador de teste.</p><p>O escoamento do fluido produzido é efetuado em fluxo multifásico (água, óleo e gás</p><p>misturados) através do oleoduto até uma planta central onde ocorrerá o processamento.</p><p>Com</p><p>separação</p><p>bifásica</p><p>A planta de processo é bastante simples, contendo separadores bifásicos de produção</p><p>(que separam a fase líquida da gasosa), tanque acumulador e sistema de transferência e</p><p>medição da produção, além das facilidades para aproveitamento do gás associado e</p><p>utilidades (água, ar comprimido e energia elétrica).</p><p>Não há descarte de água produzida, que é transferida junto com o óleo.</p><p>É tipicamente utilizado em formações com pouca produção de água, para separar o óleo</p><p>do gás presente apenas.</p><p>Com</p><p>separação</p><p>trifásica</p><p>A planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo separadores de</p><p>teste, separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e transferência</p><p>de óleo por oleoduto, instalações para tratamento e aproveitamento do gás, além de</p><p>utilidades em geral.</p><p>A separação pode ser realizada em um, dois ou mais estágios, não passando de três por</p><p>razões econômicas, e tradicionalmente envolve separadores trifásicos (Figura 4.12)</p><p>verticais ou horizontais, onde o óleo é separado do gás e da água.</p><p>Com</p><p>separação</p><p>trifásica e</p><p>tratamento</p><p>do óleo</p><p>A planta contém basicamente os mesmos sistemas do item anterior e adicionalmente</p><p>possui um tratador eletrostático ou dessalgador (para tratamento de óleo), que tem como</p><p>objetivo reduzir o teor de água emulsionada, a fim de enquadrar o óleo, nos padrões de</p><p>qualidade estabelecidos para o refino.</p><p>Figura 4.12 Representação de um separador trifásico horizontal.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Características dos fluidos após passagem pela unidade de produção</p><p>O processamento primário do petróleo e do gás visa dar condições para que esses hidrocarbonetos sejam</p><p>exportados da unidade de produção até um centro de refino. Em suma:</p><p>o óleo deve ficar com baixo teor de água e de frações leves, para que possa ser transportado e</p><p>armazenado de forma segura;</p><p>o gás deve ter baixo teor de água e de contaminantes, bem como composição adequada de</p><p>hidrocarbonetos condensáveis, para que possa ser exportado pelos gasodutos sem que haja a formação</p><p>de hidratos ou condensação excessiva de hidrocarbonetos ao longo do transporte;</p><p>a água separada do óleo e do gás é condicionada para reinjeção nos poços ou para o devido descarte,</p><p>obedecendo, neste caso, a legislação ambiental vigente.</p><p>A Figura 4.13 demonstra de forma simplificada os macroprocessos envolvidos no processamento do óleo e do</p><p>gás nas unidades de produção.</p><p>Figura 4.13 Diagrama das etapas da separação dos fluidos na unidade de produção.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Óleo</p><p>O óleo é tratado de forma que fique com baixo teor de água, sais e sedimentos (BS&W) e que atenda aos</p><p>requisitos de pressão de vapor, para que seja armazenado de forma segura para posterior transporte às</p><p>refinarias ou terminais.</p><p>Os valores típicos máximos são 1 % de BS&W e 285 mg/L (ou partes por milhão - ppm) de sal</p><p>no óleo para exportação.</p><p>Gás</p><p>A preparação do gás para exportação envolve sua desidratação, remoção dos hidrocarbonetos pesados,</p><p>contaminantes e ajuste final da pressão.</p><p>A desidratação ocorre em torres absorvedoras contendo etilenoglicol como agente desidratador do gás. A</p><p>remoção dos hidrocarbonetos pesados pode ser feita por absorção, compressão e/ou resfriamento,</p><p>dependendo das características da fração gasosa. O gás é também adoçado (tratamento para retirada de gases</p><p>ácidos, principalmente gás sulfídrico) e comprimido antes de ser enviado para um gasoduto. Parte desse gás</p><p>pode ser reinjetado nos poços, para estimular a produção de petróleo.</p><p>O gás natural não pode conter quantidades excessivas de gás carbônico (CO2 ) e sulfídrico</p><p>(H2 S) nem deve conter vapor de água, que pode condensar e formar hidratos, causador de</p><p>perdas de carga adicionais, obstrução e corrosão nas tubulações.</p><p>Água</p><p>A água, finalmente, também recebe atenção especial, passando por tratamentos que a deixem em condições</p><p>para reinjeção nos poços ou para que ela seja descartada em condições que atendam os padrões ambientais</p><p>existentes.</p><p>A água produzida deve possuir um valor limitado de óleo disperso (teor de óleo e graxas - TOG) para poder ser</p><p>descartada. As regulamentações internacionais para plataformas limitam em 10 a 40 mg de óleo por litro de</p><p>água, dependendo da legislação específica da região onde ela está instalada. A temperatura também deve ser</p><p>controlada para o descarte.</p><p>No site do Grupo A, você encontra:</p><p>informações sobre problemas típicos que ocorrem durante o escoamento dos fluidos</p><p>dos poços até as plantas de processo,</p><p>um exclusivo estudo de caso da plataforma P-43 e</p><p>dados estatísticos da produção e consumo de petróleo e gás no Brasil e no mundo.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre a completação de poços, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) A completação a poço aberto é o tipo de completação mais utilizado por ser barata, simples e</p><p>proporcionar fácil acesso futuro ao reservatório.</p><p>( ) O diâmetro da coluna de produção é maior do que o da coluna de revestimento.</p><p>( ) Em campos offshore, é utilizada a árvore de natal molhada (ANM).</p><p>( ) No campo offshore, cada poço pode estar conectado de modo independente à plataforma de</p><p>produção ou os poços podem estar reunidos em um manifold.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. V – V – F – F</p><p>B. F – V – V – F</p><p>C. F – F – V – V</p><p>D. V – F – F – V</p><p>2. Quanto às plantas de produção, assinale a alternativa correta.</p><p>A. As plataformas fixas são apropriadas e viáveis para grandes profundidades oceânicas, por exemplo,</p><p>500 m.</p><p>B. Em geral, as UEPs têm propulsão própria.</p><p>C. As plataformas do tipo FPSO não possuem capacidade de armazenamento do petróleo produzido.</p><p>D. O armazenamento de hidrocarbonetos é um dos objetivos das plataformas de produção.</p><p>3. Com relação à elevação de fluidos, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. Os sistemas de elevação artificial são demandados principalmente no início da vida de um campo</p><p>de petróleo.</p><p>II. O BCS é indicado para poços profundos e com altas vazões de produção de petróleo.</p><p>III. O BCP é usado exclusivamente em poços submarinos.</p><p>IV. A elevação por GLC é adequada para petróleos pesados.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a II e a IV.</p><p>C. Apenas a I, a III e a IV.</p><p>D. Apenas a II, a III e a IV.</p><p>4. Sobre os mecanismos de produção de um reservatório, correlacione as colunas.</p><p>(1) Mecanismo de influxo de água</p><p>(2) Mecanismo de gás em solução</p><p>(3) Mecanismo de capa de gás</p><p>( ) Recupera menos de 20 % do volume de óleo original.</p><p>( ) Recupera de 20 a 30 % do volume de óleo original.</p><p>( ) Recupera de 30 a 40 % do volume de óleo original.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. 2 – 3 – 1</p><p>B. 3 – 1 – 2</p><p>C. 3 – 2 – 1</p><p>D. 1 – 2 – 3</p><p>5. Acerca dos métodos de recuperação de petróleo nos reservatórios, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. A injeção de água e a injeção de gás podem</p><p>ser usadas simultaneamente na recuperação</p><p>secundária convencional de petróleo.</p><p>II. Os métodos térmicos de recuperação secundária especial deslocam o óleo para fora da área</p><p>contatada pelo fluido injetado.</p><p>III. A recuperação primária utiliza a pressão do próprio reservatório.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a I e a III.</p><p>C. Apenas a II e a III.</p><p>D. A I, a II e a III.</p><p>6. Resuma as principais características apresentadas pelos fluidos óleo, gás e água após a separação e o</p><p>tratamento no processamento primário da produção.</p><p>Respostas: 1. C; 2. D; 3. B; 4. A; 5. B</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>GAUTO, M.; ROSA, G. Química industrial. Porto Alegre: Bookman, 2013.</p><p>JAHN, Frank et al. Introdução à exploração e produção de hidrocarbonetos. Rio de Janeiro: Elsevier, 2012.</p><p>KEEFE, P. The history of offshore energy. Marine Technology News, New York, 30 Apr. 2014. Disponível em:</p><p><http://www.marinetechnologynews.com/news/history-offshore-energy-491143>. Acesso em: 10 mar. 2015.</p><p>NEPTUNE. Subsea wellhead systems. Charlbury: Neptune Oceanographics Limited, c2016. Disponível em:</p><p><http://www.neptuneoceanographics.com/subsea-wellheads.php>. Acesso em: 10 abr. 2015.</p><p>PETROBRAS. Tipos de plataformas. Rio de Janeiro: Petrobras, c2014. Disponível em:</p><p><http://www.petrobras.com.br/infograficos/tipos-de-plataformas/desktop/index.html#>. Acesso em: 10 maio 2015.</p><p>PETROGASNEWS. Petróleo: esquema de extração de óleo e gás. [S.l.]: PGNews, 25 fev. 2011. Disponível em:</p><p><https://petrogasnews.wordpress.com/2011/02/page/2/>. Acesso em: 10 abr. 2015.</p><p>THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>KUNERT, R. Processamento primário de petróleo. Rio de Janeiro: Escola de Ciências de Tecnologia da Universidade</p><p>Petrobras, 2007.</p><p>MORAIS, J. M de. Petróleo em águas profundas: uma história tecnológica da Petrobras na exploração e produção offshore.</p><p>Brasília, DF: Ipea, 2013.</p><p>PORMINI, A. M. A química na produção de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2013.</p><p>CAPÍTULO 5</p><p>Transporte dos</p><p>hidrocarbonetos e refino do</p><p>gás</p><p>Marcelo Gauto</p><p>Petróleo, gás e derivados necessitam ser transportados de um lugar para outro durante as</p><p>etapas de produção, estocagem, refino e comercialização. As diversas movimentações que</p><p>ocorrem compreendem o que chamamos de logística dos hidrocarbonetos e podem acontecer</p><p>por diferentes modais, sendo o dutoviário e o aquaviário os mais utilizados quando é necessário</p><p>transportar grandes volumes de petróleo e gás com baixo custo.</p><p>Neste capítulo, serão apresentadas as noções básicas da logística envolvida para levar o</p><p>petróleo e o gás das unidades de produção até os centros de refino e distribuição, junto aos</p><p>mercados consumidores. Além disso, a importância do gás natural, a secagem e o fracionamento</p><p>dele e suas aplicações também serão tópicos abordados ao longo deste capítulo. Por fim, serão</p><p>mencionados os fatores de risco de vazamento de hidrocarbonetos.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Descrever como é feito o escoamento do petróleo e do gás natural até as unidades de refino.</p><p>Explicar, em linhas gerais, o processo de secagem e fracionamento do gás natural nas</p><p>unidades de processamento de gás natural (UPGNs)</p><p>Diferenciar os principais produtos derivados do processamento do gás natural.</p><p>Destacar as vantagens do gás natural diante de outros derivados do petróleo.</p><p>Discutir o papel dos terminais de armazenamento na cadeia do petróleo e gás.</p><p>Listar os fatores envolvidos no risco de vazamento de hidrocarbonetos.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>A utilização de dutos no transporte de petróleo, gás e derivados</p><p>Petróleo, gás natural e até mesmo seus derivados podem ser transportados por navios, caminhões</p><p>ou dutos. Este último meio de transporte é um sistema integrado que faz a movimentação desses</p><p>produtos dos campos de produção para as refinarias. Por meio dos dutos, tanto o petróleo produzido</p><p>no Brasil quanto o petróleo importado é descarregado nos terminais marítimos e transferido para as</p><p>unidades de refino.</p><p>Considerados em todo o mundo como o meio mais seguro, econômico e rápido de movimentar</p><p>fluidos, os dutos foram utilizados na indústria do petróleo, pela primeira vez, nos Estados Unidos.</p><p>Nos primórdios da indústria petrolífera, o transporte era feito em barris de madeira sobre carroças,</p><p>barcaças e trens. Foi a partir daí que surgiu a tradição de utilizar o barril como medida de volume de</p><p>petróleo – um barril de petróleo equivale a 159 L de óleo.</p><p>Com o crescimento da produção e do consumo de petróleo, esse método de transporte tradicional</p><p>tornou-se inoperante para distâncias maiores. O frete passou a ter um preço mais elevado do que o</p><p>produto, levando a imaginação criativa dos pioneiros a buscar inspiração nos antigos aquedutos</p><p>(dutos de água).</p><p>Em 1865, surgiu o primeiro oleoduto. A eficiência do novo meio de movimentação barateou o uso</p><p>de combustíveis, incentivando a construção de outras linhas. O transporte por condutos demonstrou</p><p>ser a forma mais econômica de movimentação de todos os granéis líquidos e até mesmo de alguns</p><p>sólidos. As grandes quantidades a serem transportadas, as longas distâncias, os congestionamentos</p><p>nas rodovias e a economia de combustíveis com caminhões-tanque levaram as companhias a</p><p>desenvolver novas técnicas construtivas, ocasionando muitos benefícios:</p><p>rapidez na implantação;</p><p>custos menores;</p><p>maior potencial de transferência de produtos; e</p><p>cobertura de distâncias mais longas.</p><p>Hoje, os dutos atravessam montanhas, vales, florestas, geleiras, rios, lagos e mares. Cruzam regiões</p><p>de um mesmo país e unem fronteiras, como os gasodutos Sibéria-Europa e Bolívia-Brasil.</p><p>No setor de petróleo, os dutos são classificados em oleodutos (transporte de líquidos) e gasodutos</p><p>(transporte de gases), e em terrestres (construídos em terra) ou submarinos (construídos no fundo</p><p>do mar). Os oleodutos que transportam mais de um produto são chamados de polidutos. Neste</p><p>caso, diferentes fluidos são escoados em um mesmo duto de forma sequencial.</p><p>Outras modalidades de transporte, como o rodoviário e o ferroviário, são ocasionalmente</p><p>empregadas para a transferência de petróleo, mas muito utilizadas para a distribuição dos derivados,</p><p>como solventes industriais, gasolina e diesel.</p><p>Figura 5.1 Malha de dutos no Brasil</p><p>Fonte: Baseada em Agência Nacional do Petróleo (2014).</p><p>Logística do óleo e do gás</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Que características do petróleo e do gás influenciam as diferenças de logística entre esses dois</p><p>hidrocarbonetos?</p><p>O escoamento do petróleo e do gás das unidades de produção até os centros de consumo e refino requer</p><p>um cuidadoso estudo e faz parte do plano de desenvolvimento do campo produtor de petróleo. A análise e</p><p>a escolha da melhor alternativa logística dos hidrocarbonetos é uma questão complexa que envolve</p><p>diversas variáveis, estudadas detalhadamente por especialistas de logística, engenheiros, analistas, entre</p><p>outros profissionais. Como veremos a seguir, o tipo de transporte adotado depende:</p><p>do local onde está o campo produtor;</p><p>da distância entre o campo e os terminais de armazenamento; e</p><p>da quantidade e natureza dos fluidos a serem transportados.</p><p>Escoamento e processamento do gás</p><p>O gás produzido pode ser em parte ou totalmente consumido na própria unidade de produção, mediante a</p><p>queima em fornos e caldeiras ou ainda a reinjeção em poços através de gas lift, como apresentado no</p><p>capítulo anterior. Em alguns casos, a utilização ou exportação do gás não é técnica ou economicamente</p><p>viável, sendo ele simplesmente queimado em uma tocha, de forma segura, porém, com emissão de gases</p><p>de combustão.</p><p>A queima do gás nas tochas de segurança depende das licenças ambientais, cada vez</p><p>mais rigorosas, de modo que é cada vez menos frequente a adoção dessa alternativa</p><p>como destino final do gás produzido.</p><p>O escoamento do gás da unidade de produção até os centros de refino e distribuição se dá quase que</p><p>exclusivamente por meio de gasodutos. No caso de campos</p><p>de produção offshore, a necessidade de</p><p>construção de um gasoduto submarino torna sua logística bastante cara e mais complexa, o que exige</p><p>uma boa análise técnica e econômica antes de sua execução.</p><p>Em gasodutos submarinos, se a distância a ser percorrida for muito grande, a pressão do</p><p>gás ao longo do duto decairá por conta da perda de energia por atrito, sendo</p><p>necessárias uma ou mais estações de recompressão do gás ao longo do caminho para</p><p>permitir a continuidade de fluxo do produto.</p><p>A operação dos gasodutos é modernamente feita à distância, sendo monitorada por instrumentos ao longo</p><p>da tubulação, seja com a utilização de comunicação por satélites ou com fibras óticas na faixa de domínio</p><p>do gasoduto. Essa instrumentação acompanha a evolução da pressão na tubulação, identificando eventual</p><p>perda de gás para a atmosfera, e também mede o fluxo que passa ao longo dela, inclusive as saídas nos</p><p>pontos de entrega aos distribuidores para fins de faturamento.</p><p>Nas estações de medições e controle de pressão, tudo é controlado de uma estação central de</p><p>acompanhamento. No caso de um acidente, válvulas automáticas bloqueiam o trecho afetado.</p><p>Unidades de processamento de gás natural</p><p>Muitas vezes, o gás natural encontra-se associado ao petróleo, sendo que a proporção em que o petróleo</p><p>e ele se encontram misturados na natureza varia muito. Pode ocorrer petróleo com muito gás associado,</p><p>bem como jazidas em que há quase exclusivamente a presença do gás natural (gás não associado). As</p><p>maiores ocorrências de gás no mundo são de gás não associado ao petróleo, ao contrário do que ocorre</p><p>no Brasil onde a produção majoritária é de gás associado.</p><p>Gás associado: é aquele que, no reservatório, se encontra dissolvido no petróleo ou sob</p><p>a forma de uma capa de gás.</p><p>Gás não associado: é aquele que está predominantemente presente na camada</p><p>rochosa, livre de petróleo e de água no reservatório.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Há diferenças de aplicabilidade entre o gás associado e o gás não associado? Algum deles é mais</p><p>adequado para determinado uso em detrimento do outro?</p><p>Tanto o gás não associado quanto a corrente gasosa recuperada do petróleo constituem-se no que se</p><p>costuma denominar gás natural úmido, o qual contém, em suspensão, pequenas quantidades de</p><p>hidrocarbonetos que são líquidos, dispersas na massa gasosa nas condições atmosféricas de pressão e</p><p>temperatura. Desse modo, o gás natural úmido é composto predominantemente de metano, etano e, em</p><p>menores proporções, de propano e outros hidrocarbonetos de maior peso molecular, apresentando</p><p>contaminantes, como:</p><p>nitrogênio,</p><p>dióxido de carbono,</p><p>água e</p><p>compostos de enxofre.</p><p>Assim, o gás natural precisa passar por um tratamento inicial, também denominado secagem do gás</p><p>natural, que é feito em UPGNs.</p><p>Processo de secagem do gás natural</p><p>A secagem do gás natural, normalmente realizada próximo à jazida, resulta em, de um lado, gás natural</p><p>seco e, de outro, as frações líquidas do gás natural. Em alguns casos, o gás natural chega à UPGN com</p><p>parte dele tendo condensado no gasoduto durante o transporte, sendo necessário o encaminhamento do</p><p>condensado a uma unidade de processamento de condensado de gás natural (UPCGN). Durante o</p><p>processo de secagem do gás nas UPGNs, são também removidos os contaminantes ou reduzidos os seus</p><p>teores, para atender às especificações demandadas pelo mercado.</p><p>Os tratamentos realizados no processo de secagem do gás são muito eficazes, razão</p><p>pela qual o gás natural seco (forma sob a qual é, normalmente, comercializado e,</p><p>simplificadamente, chamado de gás natural) é composto de uma mistura de metano (C1)</p><p>e etano (C2), com reduzidíssimas proporções de outros hidrocarbonetos (C3 a C7) e</p><p>de contaminantes. A proporção de metano nessa mistura normalmente é de 80 a 95 %.</p><p>Os líquidos de gás natural correspondem às frações que se liquefazem facilmente (propano e butano,</p><p>simplificadamente denominados frações C3 e C4) ou que são líquidas nas condições ambientais (frações</p><p>com cinco ou mais carbonos, C5+). Essas frações apresentam alto valor comercial, sendo aproveitadas</p><p>como:</p><p>gás liquefeito de petróleo (GLP): composto por propano e butano e usado no Brasil como</p><p>combustível doméstico;</p><p>gasolina natural: composta por pentanos e hidrocarbonetos de maior peso molecular, os quais são</p><p>utilizados na formulação de gasolinas automotivas e como matéria-prima para as unidades</p><p>petroquímicas, com vistas à produção de eteno e propeno.</p><p>A complexidade das UPGNs varia em função da vazão do gás, sua composição e das exigências do</p><p>mercado consumidor presente. Assim, essas unidades podem ser mais convencionais ou mais complexas,</p><p>conforme descrição a seguir.</p><p>As plantas mais convencionais (esquema da Figura 5.2) separam as frações líquidas,</p><p>basicamente GLP e gasolina natural, da gasosa, rica em etano e metano.</p><p>Figura 5.2 Entradas e saídas típicas de uma UPGN convencional. Legenda: LGN: líquidos de gás</p><p>natural; C1: metano; C2: etano; C3: propano; C4: butanos; C5 C6 C7: hidrocarbonetos variados</p><p>contendo 5, 6 e 7 átomos de carbono, respectivamente.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Em instalações mais complexas (esquema da Figura 5.3), os gases podem ser completamente</p><p>separados, obtendo-se uma fração líquida, rica em C5+ (enquadrada como gasolina), gás natural</p><p>(rico em metano e com algum etano na composição), etano, propano e butano.</p><p>Figura 5.3 Esquema de uma UPGN com maior grau de fracionamento do gás em relação à uma UPGN</p><p>convencional. Legenda: LGN: líquidos de gás natural; C1: metano; C2: etano; C3: propano; C4: butanos;</p><p>C5 C6 C7: hidrocarbonetos variados contendo 5, 6 e 7 átomos de carbono, respectivamente.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Para que se consiga a liquefação dos hidrocarbonetos mais pesados do que o etano, é</p><p>necessário baixar a temperatura do gás natural que chega à UPGN, sendo esta etapa a</p><p>mais importante da unidade de processamento. Os tipos de processos empregados para</p><p>isso variam de acordo com a tecnologia adotada, podendo o resfriamento ocorrer por</p><p>expansão do gás, refrigeração simples, absorção refrigerada ou turboexpansão</p><p>(BRASIL; ARAÚJO; SOUZA, 2011).</p><p>Transporte do gás após a secagem</p><p>O gás natural seco e o etano produzidos nas UPGNs são exportados diretamente aos consumidores, via</p><p>gasodutos. Já o propano e o butano podem ser armazenados separadamente ou juntos para comporem o</p><p>GLP ou ainda o gás natural liquefeito (GNL). A razão entre o propano e o butano no GLP depende das</p><p>especificações exigidas, que dependem indiretamente das condições de uso. No inverno, é comum que a</p><p>mistura do GLP tenha mais propano do que no verão, para facilitar a queima e a saída do gás do botijão.</p><p>Quando as distâncias entre a produção e o mercado consumidor forem muito grandes, a ponto de não</p><p>justificar seu transporte via gasoduto, o gás pode ser resfriado e armazenado como GNL, podendo ser</p><p>exportado em navios-tanques especiais. Apesar de bastante cara, esta última opção tem crescido</p><p>bastante em função de novas tecnologias de construção dos navios-tanques para gases liquefeitos, com</p><p>redução significativa nos custos envolvidos, além da construção de diversos terminais de regaseificação</p><p>para processamento do GNL.</p><p>Além desses navios-tanques, também denominados navios gaseiros (metaneiros), o transporte do GNL</p><p>pode ocorrer por meio de caminhões-tanques especialmente projetados para este fim. Tais navios e</p><p>caminhões são equipados com tanques com isolamento térmico, que permitem a manutenção do gás</p><p>natural em estado líquido (temperatura aproximada de -160 °C).</p><p>No transporte de GNL, os navios metaneiros são normalmente utilizados no comércio</p><p>internacional, em que geralmente se percorrem grandes distâncias, possibilitando, assim,</p><p>economias de escala. Já os caminhões-tanques são utilizados para abastecer</p><p>localidades não atendidas pela malha de gasodutos de transporte.</p><p>A Figura 5.4 demonstra o fluxo que o gás natural segue da planta de produção até o mercado consumidor.</p><p>Figura 5.4 Logística do gás natural e seus derivados.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>No Brasil, há mais de duas dezenas de UPGNs, em sua maioria operadas pelas</p><p>Petrobras</p><p>e suas subsidiárias, localizadas nos estados de SP, RJ, ES, BA, SE, RN, CE e</p><p>AM, com variados arranjos industriais.</p><p>Vantagens do uso do gás natural</p><p>Durante muito tempo, atividades de perfuração voltadas exclusivamente para encontrar o petróleo</p><p>contribuíram para que o gás natural fosse visto como produto inferior. Porém, na década de 1970, o gás</p><p>natural passou a ser usado como combustível alternativo, substituindo derivados, numa tendência</p><p>estimulada pelas crises internacionais que aumentaram muito os preços do petróleo. Hoje, o gás é</p><p>considerado combustível nobre.</p><p>São várias as vantagens decorrentes da utilização do gás natural, indo da preservação da qualidade do</p><p>ar à possibilidade de substituir qualquer fonte de energia convencional. Além disso, trata-se de um</p><p>produto praticamente acabado – já está pronto para a utilização quando extraído –, não necessitando de</p><p>estoques e permitindo redução de custos. Outras vantagens são apresentadas no Quadro 5.1.</p><p>Quadro 5.1 Vantagens do uso do gás natural</p><p>Contexto Vantagens</p><p>Contexto Vantagens</p><p>Na indústria</p><p>O emprego do gás representa redução de despesas com manutenção de</p><p>equipamentos, pois a queima completa do gás não deixa resíduos nos fornos e</p><p>caldeiras.</p><p>Como</p><p>combustível</p><p>automotivo</p><p>O gás natural veicular (GNV), utilizado em frotas de ônibus urbanos e táxis,</p><p>permite a redução à metade da emissão de poluentes.</p><p>É um combustível mais barato e que aumenta a vida útil dos veículos.</p><p>Em usinas</p><p>termelétricas</p><p>O uso do gás natural nestas usinas, quando comparado às hidrelétricas, oferece</p><p>vantagens como menor prazo de construção e menores custos de implantação.</p><p>As usinas termelétricas são instaladas próximas aos centros de consumo,</p><p>barateando a distribuição da energia produzida.</p><p>Apesar das vantagens apresentadas, vale lembrar que ainda estamos falando de um combustível fóssil.</p><p>Para viabilizar a distribuição do gás natural em regiões ainda não atendidas por</p><p>gasodutos, foram desenvolvidas tecnologias de compressão (gás natural comprimido</p><p>[GNC]) e de liquefação (GNL). Com elas, obtém-se significativa redução do volume do</p><p>gás, o que viabiliza seu transporte em carretas especialmente projetadas para esse fim.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Como foi visto, após a secagem do gás natural, ele é exportado ao mercado consumidor.</p><p>Explique em que circunstâncias cada um dos meios de transporte a seguir é o mais adequado</p><p>para esse transporte:</p><p>A. gasodutos;</p><p>B. navios-tanques;</p><p>C. caminhões-tanques.</p><p>2. Cite cinco vantagens do uso do gás natural em relação aos outros derivados do petróleo.</p><p>Escoamento do petróleo</p><p>O petróleo da unidade de produção pode ter os seguintes destinos:</p><p>ser bombeado diretamente para um terminal de armazenamento através de dutos;</p><p>ser estocado inicialmente na própria unidade, se ela possuir capacidade para tal, como nos navios</p><p>do tipo FPSO ( floating, production, storage and offloading ), por exemplo;</p><p>ser escoado por oleodutos até um navio-tanque para que seja transportado até um terminal de</p><p>armazenamento, com posterior envio a uma refinaria.</p><p>Além disso, em alguns casos, o petróleo pode ser bombeado diretamente da unidade de produção para</p><p>uma refinaria, mas este é um caso mais raro, pois geralmente as distâncias entre onde o óleo é produzido</p><p>e onde ele será refinado são da ordem de centenas a milhares de quilômetros.</p><p>Na produção offshore, o transporte do óleo por navios-tanques até os terminais de armazenamento, que,</p><p>por sua vez, enviam o óleo para as refinarias é o processo mais comum e, por isso, será abordado em</p><p>mais detalhes a seguir.</p><p>Dos navios-tanques até os terminais de armazenamento</p><p>O navio-tanque, conhecido como navio petroleiro, utilizado para escoar a produção de petróleo offshore,</p><p>varia de tamanho e capacidade e costuma ser afretado (alugado) pelas empresas de petróleo para o</p><p>transporte do óleo até os terminais de armazenamento. A Tabela 5.1 apresenta os navios mais utilizados</p><p>no mundo para o transporte de petróleo e derivados e suas respectivas capacidades.</p><p>Tabela 5.1 Classificação dos navios petroleiros quanto ao porte</p><p>Tipo de navio Porte (toneladas de peso bruto [TPB])</p><p>ULCC ( ultra large crude carriers ) Maior do que 300.000 TPB</p><p>VLCC ( very large crude carriers ) Entre 200.000 e 299.999 TPB</p><p>SUEZMAX Entre 120.000 e 199.999 TBP</p><p>AFRAMAX Entre 80.000 e 119.999 TPB</p><p>PANAMAX</p><p>Entre 60.000 e 79.999 TPB</p><p>(largura < 32,2 m)</p><p>HANDYSIZE Menor do que 59.999 TPB</p><p>Fonte: Adaptada de Saraceni (2012).</p><p>Observações sobre alguns tipos de navios usados para o transporte de petróleo</p><p>O termo SUEZMAX se refere aos navios que atendem às limitações de travessia</p><p>pelo Canal do Suez, no Egito. O Canal de Suez é uma importante rota comercial,</p><p>pois liga o Mar Mediterrâneo ao Mar Vermelho. Antes da existência desse canal,</p><p>uma viagem de navio entre a Itália e a Índia, por exemplo, teria que ser feita</p><p>contornando todo o continente africano, o que tornava a viagem muito mais longa e</p><p>custosa.</p><p>O termo AFRAMAX é uma alusão ao termo em inglês average freight rate</p><p>assessment (AFRA), que significa “valor médio de frete”, termo comum utilizado por</p><p>corretores de navios petroleiros.</p><p>O termo PANAMAX se refere à largura máxima para a passagem pelo Canal do</p><p>Panamá. Esse canal é uma importante rota comercial, pois liga o Oceano Pacífico</p><p>ao Atlântico pela América Central.</p><p>Os navios petroleiros descarregam o petróleo através de dutos flexíveis denominados mangotes, que</p><p>interligam a embarcação a um píer, monoboia ou quadro de boias, que, por sua vez, estão interligados aos</p><p>tanques de armazenamento de óleo cru do terminal aquaviário. É possível também fazer uma operação</p><p>reversa: do terminal aquaviário são escoados óleo cru ou derivados refinados para os navios-tanques,</p><p>destinados à exportação dos produtos. A importação por essa via é também possível.</p><p>Conforme dados da Figura 5.5, o Brasil possui 103 terminais de armazenamento e transferência, dos</p><p>quais nove são centros coletores de etanol, 57 são terminais aquaviários e 37 são terminais terrestres.</p><p>Figura 5.5 Terminais de armazenamento e transferência no Brasil.</p><p>Fonte: Baseada em Agência Nacional do Petróleo (2014).</p><p>Dos terminais de armazenamento até as refinarias</p><p>Na fase final do escoamento do petróleo, o óleo cru estocado no terminal é, então, transferido por duto até</p><p>uma refinaria, onde será novamente estocado (tancagem de petróleo) antes de seu processamento para</p><p>obtenção de derivados, tais como gasolina e diesel. Os derivados produzidos nas refinarias são enviados</p><p>a bases locais de armazenamento e distribuição e escoam até o mercado consumidor por diferentes</p><p>modais:</p><p>dutoviário (dutos);</p><p>ferroviário (trens);</p><p>hidroviário (barcos e navios); e</p><p>rodoviário (caminhões).</p><p>Assim se completa a logística do petróleo, do gás natural e de seus derivados. A Figura 5.6 apresenta um</p><p>fluxograma resumido da logística do petróleo e derivados desde o campo produtor até o mercado</p><p>consumidor.</p><p>Figura 5.6 Logística do petróleo e de seus derivados.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>No site do Grupo A você encontra um encarte que detalha como é realizada a inspeção</p><p>dos dutos utilizados no transporte de petróleo e gás.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Nesta seção, vimos algumas formas de escoar o petróleo, abordando em mais detalhes um desses</p><p>modos (oleoduto navio-tanque terminal de armazenamento refinaria). No Brasil, será este</p><p>o processo mais comum de escoamento? Pesquise sobre essa questão e discuta-a com seus</p><p>colegas.</p><p>Risco de vazamentos</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Os vazamentos de petróleo costumam ser acidentais ou resultados de erros de planejamento? Que</p><p>aspectos devem ser considerados para evitar que isso ocorra?</p><p>As atividades de exploração e produção de petróleo, gás e derivados são passíveis de falhas e acidentes</p><p>que podem levar a vazamentos dos fluidos. Dutos, tanques, cascos de embarcações e outros dispositivos</p><p>que fazem parte da infraestrutura podem romper pelas seguintes causas:</p><p>fadiga</p><p>corrosão</p><p>problemas nas conexões</p><p>algum acidente que ocasione o rompimento do material</p><p>Vazamentos de hidrocarbonetos são sempre indesejáveis e trazem consigo</p><p>consequências danosas à saúde, à segurança e ao meio ambiente.</p><p>O Quadro 5.2 traz alguns exemplos de acidentes graves que já ocorreram nesse sentido.</p><p>Quadro 5.2 Exemplos de acidentes envolvendo vazamento de petróleo no mundo</p><p>Data Ocorrência</p><p>Volume</p><p>vazado</p><p>(toneladas)</p><p>Local Distância</p><p>da costa Dano ambiental na zona costeira</p><p>1979</p><p>Colisão do</p><p>Petroleiro Atlantic</p><p>Empress</p><p>287 mil Caribe</p><p>A 18,5 km</p><p>da Ilha de</p><p>Tobago</p><p>Poluição em alto mar</p><p>1988</p><p>Explosão da</p><p>Plataforma Piper</p><p>Alpha</p><p>670 mil Mar do</p><p>Norte</p><p>193 km da</p><p>Escócia Poluição em alto mar</p><p>1989</p><p>Colisão do</p><p>Petroleiro Exxon</p><p>Valdez</p><p>40 mil EUA</p><p>(Alasca)</p><p>Próximo da</p><p>zona</p><p>costeira</p><p>Severo: praias, turismo e pesca</p><p>2000 Rompimento de</p><p>duto</p><p>Aprox. 1,3</p><p>mil</p><p>Rio de</p><p>Janeiro</p><p>Baía de</p><p>Guanabara</p><p>Severo: praias, mangue, turismo e</p><p>pesca</p><p>2000 Vazamento em</p><p>duto Aprox. 4 mil Paraná Rio Barigui</p><p>e Iguaçu Severo: fauna e flora dos rios</p><p>Data Ocorrência</p><p>Volume</p><p>vazado</p><p>(toneladas)</p><p>Local Distância</p><p>da costa Dano ambiental na zona costeira</p><p>2010</p><p>Explosão da</p><p>Plataforma</p><p>Deepwater Horizon</p><p>779 mil</p><p>EUA</p><p>(Golfo do</p><p>México)</p><p>80 km de</p><p>Louisiania</p><p>Severo: poluição em alto mar, no</p><p>leito oceânico, nas praias, turismo</p><p>e pesca</p><p>Nem sempre a ocorrência com maior volume vazado representa necessariamente a que</p><p>causa o maior dano ambiental. O impacto é maior quando áreas sensíveis são afetadas.</p><p>Vários fatores podem contribuir para agravar ou minimizar os danos ambientais causados por esses</p><p>acidentes, alguns dos quais são apresentados a seguir.</p><p>Tipo de acidente: encalhe, naufrágio, falha durante operações carga/descarga e abastecimento em</p><p>terminais e áreas portuárias.</p><p>Local do acidente: longe da costa ou em áreas abrigadas, como baías, enseadas.</p><p>Dimensão do volume vazado e contenção: fator relacionado às condições do acidente e</p><p>condições meteorológicas e oceanográficas e sua possibilidade de conter e recolher o óleo junto à</p><p>fonte do vazamento.</p><p>No Brasil, os reservatórios do pré-sal oferecem desafios crescentes ao controle de acidentes e</p><p>vazamentos, devido às características dos campos:</p><p>encontram-se a maiores distâncias da costa, requerendo operações logísticas mais complexas;</p><p>apresentam maiores profundidades, gerando maior risco de ruptura dos dutos;</p><p>os fluidos produzidos têm características mais corrosivas, com altos teores de gás carbônico e</p><p>salinidade, o que torna os materiais mais suscetíveis a vazamentos por corrosão.</p><p>Apesar do alto investimento no desenvolvimento de novos materiais, segurança, tecnologia de</p><p>monitoramento e dispositivos de controle que reduzem o risco, a quantidade de acidentes pode vir a</p><p>aumentar em números absolutos em função do maior número de operações ocorrendo (mais plataformas,</p><p>navios, dutos e movimentações em terminais). Todo cuidado é pouco.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Com relação ao escoamento do gás, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. A queima de gás em tochas de segurança é uma alternativa bastante usada para destinar o</p><p>gás produzido, uma vez que é uma opção barata e não causa impacto ambiental significativo.</p><p>II. Em gasodutos submarinos, a pressão do gás pode decair em casos de grandes distâncias</p><p>percorridas.</p><p>III. Os gasodutos são operados a distância, por meio de instrumentos que, entre outros objetivos,</p><p>medem e controlam a pressão na tubulação.</p><p>Qual(is) está(ão) correta(s)?</p><p>A. Apenas a I.</p><p>B. Apenas a II.</p><p>C. Apenas a II e a III.</p><p>D. A I, a II e a III.</p><p>2. Sobre as UPGNs e o processo de secagem de gás natural, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) Tanto nas UPGNs convencionais quanto nas complexas os gases passam por uma total</p><p>separação.</p><p>( ) A redução dos teores de contaminantes no processo de secagem de gás natural é muito</p><p>limitada, de modo que é necessário que haja outros tratamentos para diminuir as proporções de</p><p>contaminantes até um nível aceitável.</p><p>( ) Quando parte do gás natural condensa no gasoduto durante o transporte, essa parte precisa ser</p><p>enviada para uma UPCGN.</p><p>( ) As frações líquidas de gás natural podem ser comercializadas na forma de GLP ou de gasolina</p><p>natural.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. F – F – V – V</p><p>B. F – V – V – F</p><p>C. V – F – F – V</p><p>D. V – V – F – F</p><p>3. Quanto ao porte dos navios petroleiros, correlacione as colunas.</p><p>(1) PANAMAX</p><p>(2) AFRAMAX</p><p>(3) VLCC</p><p>(4) ULCC</p><p>(5) HANDYSIZE</p><p>(6) SUEZMAX</p><p>( ) Menor do que 59.999 TPB</p><p>( ) Entre 60.000 e 79.999 TPB</p><p>( ) Entre 80.000 e 119.999 TPB</p><p>( ) Entre 120.000 e 199.999 TPB</p><p>( ) Entre 200.000 e 299.999 TPB</p><p>( ) Maior do que 300.000 TPB</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. 1 – 2 – 4 – 5 – 3 – 6</p><p>B. 3 – 4 – 2 – 1 – 6 – 5</p><p>C. 4 – 1 – 3 – 6 – 2 – 5</p><p>D. 5 – 1 – 2 – 6 – 3 – 4</p><p>4. Sobre o escoamento do petróleo, assinale a alternativa correta.</p><p>A. Em geral, o petróleo é bombeado diretamente da unidade de produção para uma refinaria.</p><p>B. A maioria dos terminais de armazenamento e transferência do Brasil armazena petróleo.</p><p>C. Os navios petroleiros podem tanto enviar quanto receber óleo cru de terminais aquaviários.</p><p>D. Navios que passam pelo Canal do Panamá são chamados de ULCCs.</p><p>5. Com relação ao risco de vazamento de hidrocarbonetos, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. A corrosão de tanques pode causar vazamentos de hidrocarbonetos.</p><p>II. Quanto maior o volume de hidrocarbonetos vazado, maior o dano ambiental.</p><p>III. Os grandes investimentos realizados em infraestrutura e segurança dos reservatórios do pré-</p><p>sal garantem a diminuição da quantidade de acidentes envolvendo vazamentos.</p><p>Qual(is) está(ão) correta(s)?</p><p>A. Apenas a I.</p><p>B. Apenas a III.</p><p>C. Apenas a I e a II.</p><p>D. A I, a II e a III.</p><p>Respostas: 1.C; 2. A; 3. D; 4. C; 5. A</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Anuário estatístico brasileiro do petróleo, gás natural e biocombustíveis. Rio de</p><p>Janeiro: ANP, 2014.</p><p>BRASIL, N. Í. do; ARAÚJO, M. A. S.; SOUZA, E. C. M. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus derivados,</p><p>processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente. Rio de Janeiro: LTC, 2011.</p><p>INTERNATIONAL TANKER OWNERS POLLUTION FEDERATION LIMITED. Oil tanker spill statistics 2014. United</p><p>Kingdom: ITOPF, 2015.</p><p>SARACENI, P. P. Transporte marítimo de petróleo e derivados. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2012.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. O gás natural liquefeito no Brasil: experiência da ANP na implantação dos</p><p>projetos de importação de GNL. Rio de Janeiro: ANP, 2010.</p><p>CARDOSO, L. C. S. Logística do petróleo: transporte e armazenamento. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.</p><p>GARCIA, K. C.; ROVERE, E. L. L. Petróleo: acidentes ambientais e riscos à biodiversidade. Rio de Janeiro:</p><p>Interciência, 2011.</p><p>TBG. O gasoduto: informações técnicas. Rio de Janeiro: TGB, c2015. Disponível em: <http://www.tbg.com.br/pt_br/o-</p><p>gasoduto/informacoes-tecnicas.htm>. Acesso em: 10 maio 2015.</p><p>CAPÍTULO 6</p><p>Refino de petróleo</p><p>Marcelo Gauto</p><p>O petróleo cru extraído das jazidas não possui utilização significativa na sua forma in natura.</p><p>Seus derivados, porém, apresentam altíssima importância industrial e comercial, sendo</p><p>necessário separar seus componentes em “cortes” ou “frações”. Como vimos no Capítulo 5, o</p><p>petróleo bruto produzido nas plataformas marítimas e campos terrestres é transportado por</p><p>navio, oleoduto ou ambos até um terminal de armazenamento, de onde é transferido para uma</p><p>unidade de refino e armazenado em tanques antes do seu processamento. É na refinaria de</p><p>petróleo que são produzidos os principais combustíveis que conhecemos: gás de cozinha,</p><p>gasolina, diesel, querosene, etc.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Explicar as etapas dos processos de refino de petróleo existentes no Brasil.</p><p>Reconhecer os principais processos pelos quais são produzidos os derivados de petróleo.</p><p>Descrever como são produzidos os principais combustíveis no país.</p><p>Identificar onde estão instaladas as refinarias no Brasil.</p><p>Citar os principais derivados produzidos pelas refinarias brasileiras.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>Motores a combustão interna e o refino de petróleo</p><p>O desenvolvimento dos motores a combustão interna no início do século XIX trouxe uma ruptura</p><p>com a fonte de energia até então utilizada nas máquinas a vapor, o carvão mineral. Além dos</p><p>inúmeros benefícios, o uso dos motores modernos gerou a necessidade de combustíveis líquidos</p><p>para seu funcionamento. A principal fonte de combustíveis líquidos até hoje é o petróleo, a partir do</p><p>qual produzimos:</p><p>gasolina</p><p>diesel</p><p>querosene de aviação</p><p>óleos combustíveis</p><p>A criação dos motores modernos (os ciclos Otto e diesel, sobre os quais falamos no Capítulo 2, são</p><p>os mais conhecidos) criou uma crescente dependência do petróleo como insumo energético,</p><p>provocando um impacto negativo na balança comercial dos países que não dispunham de fontes</p><p>naturais do óleo cru. Assim, a história nos mostra que, para suprir a demanda por combustíveis, é</p><p>necessário ter petróleo para refinar. Nesse contexto, o refino de petróleo se tornou extremamente</p><p>importante.</p><p>Com o advento dos motores a combustão interna e a popularização do automóvel algumas décadas</p><p>mais tarde, o consumo de combustíveis cresceu de modo acelerado. As refinarias de óleo cru se</p><p>espalharam rapidamente, especialmente nos Estados Unidos e, a seguir, em outros países.</p><p>No Brasil, a área de refino foi a que estruturou inicialmente a indústria do petróleo no país. A primeira</p><p>refinaria do Brasil data de 1936, mas foi a partir da década de 1950 que grandes investimentos foram</p><p>feitos no segmento de refino, a fim de diminuir a forte importação de derivados que ocorria à época.</p><p>Neste capítulo, você saberá como se obtêm os principais combustíveis a partir do refino do petróleo,</p><p>utilizados até hoje nos motores de combustão interna.</p><p>O refino de petróleo</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Que características do petróleo ajudam a definir o tipo de derivado que será produzido em</p><p>determinada refinaria?</p><p>O petróleo bruto retirado das jazidas contém diversos hidrocarbonetos e alguns contaminantes,</p><p>necessitando de um refino que separe e purifique as diversas frações obtidas por meio de um conjunto de</p><p>operações unitárias e conversões químicas. Nas refinarias, o petróleo é, então, submetido a diversos</p><p>processos físico-químicos, pelos quais se obtém grande diversidade de compostos:</p><p>gás liquefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha</p><p>gasolina</p><p>naftas</p><p>óleo diesel</p><p>querosenes de aviação e de iluminação</p><p>óleo combustível</p><p>asfalto</p><p>lubrificantes</p><p>solventes</p><p>parafinas</p><p>coque de petróleo</p><p>enxofre</p><p>outros</p><p>As parcelas dos derivados produzidos em determinada refinaria variam de acordo com o</p><p>tipo de petróleo processado.</p><p>As diferentes características dos óleos produzidos mundo afora fazem com que uma unidade de refino</p><p>seja planejada e construída para atender a um determinado tipo ou mistura de petróleos, sendo, portanto,</p><p>crucial a correta caracterização do óleo antes do seu refino. A especificação desejada nos derivados que</p><p>serão obtidos também deve ser definida. Se quisermos que uma refinaria produza mais gasolina do que</p><p>diesel, por exemplo, é necessário escolher um petróleo mais leve e/ou construir unidades de processo que</p><p>sejam capazes de atender tal finalidade. Além disso, na construção de uma refinaria, deve ser</p><p>considerada a necessidade do mercado em relação aos derivados. Uma refinaria compatibiliza o petróleo</p><p>que recebe com o que o mercado precisa.</p><p>Cada refinaria de petróleo é constituída de um conjunto (arranjo) próprio para compatibilizar o petróleo</p><p>processado com o mercado dos derivados. Esse arranjo costuma ser chamado de esquema de refino,</p><p>que define e limita o tipo e a quantidade de derivados que serão produzidos. Por isso, alguns derivados só</p><p>podem ser produzidos em determinadas refinarias se elas tiverem o esquema de refino adequado para tal.</p><p>Não é possível obter coque, por exemplo, em refinarias que não tenham uma unidade de coqueamento</p><p>instalada, assim como não é possível produzir lubrificantes em qualquer refinaria, pois estes requerem um</p><p>petróleo adequado (parafínico) e unidades de processo específicas para tal.</p><p>Para fixar o que foi explicado até aqui, lembre-se do seguinte esquema:</p><p>Elenco de petróleos Esquemas de refino Mercado consumidor</p><p>Durante a vida de uma refinaria, pode mudar o tipo de petróleo que ela recebe, como também as</p><p>especificações (qualidade) ou a demanda (quantidade) dos derivados por ela produzidos. A mudança</p><p>certamente exigirá investimentos para a adequação do esquema de refino, a fim de aumentar sua</p><p>flexibilidade de processamento. Se quisermos, por exemplo, que uma unidade de refino passe a utilizar</p><p>um petróleo mais pesado (de menor grau API), será necessário investir em unidades que recuperem o</p><p>chamado fundo de barril, como craqueamento catalítico de resíduos ou coqueamento retardado.</p><p>Processos</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quais processos em um esquema de refino permite(m) a alteração de frações desvalorizadas de</p><p>petróleo para outras com maior valor comercial?</p><p>Os esquemas de refinos contemplam processos que podem ser agrupados em quatro classes, em função</p><p>do seu objetivo, conforme apresentado no Quadro 6.1.</p><p>Quadro 6.1 Processos dos esquemas de refino</p><p>Classe Descrição Exemplos de processos</p><p>Processos</p><p>físicos de</p><p>separação</p><p>Ocorre a separação física dos produtos, sem</p><p>alteração da constituição química dos</p><p>componentes.</p><p>São feitos principalmente pela operação unitária</p><p>de destilação e também pela extração a solvente.</p><p>Destilação atmosférica</p><p>Destilação a vácuo</p><p>Desasfaltação a</p><p>propano</p><p>Desparafinação do óleo</p><p>lubrificante</p><p>Processos de</p><p>conversão ou</p><p>transformação</p><p>Surgiram após os processos físicos de separação,</p><p>com a necessidade de se obter proporcionalmente</p><p>mais produtos específicos que o petróleo podia</p><p>oferecer.</p><p>Ocorrem conversões químicas dos derivados do</p><p>petróleo, com a transformação de produtos de</p><p>pouco valor ou pouca utilidade em produtos</p><p>rentáveis e de grande demanda.</p><p>Alteram a estrutura molecular dos</p><p>hidrocarbonetos.</p><p>Craqueamento</p><p>Alquilação</p><p>Isomerização</p><p>Coqueamento</p><p>Hidrogenação</p><p>Reforma catalítica</p><p>Processos de</p><p>tratamento ou</p><p>acabamento</p><p>Ocorre a remoção, por processos físicos ou</p><p>químicos, de impurezas do petróleo ou fração dele</p><p>derivada, a fim de conferir-lhe as características</p><p>necessárias de produto acabado.</p><p>Dessalgação</p><p>Hidrodessulfurização</p><p>catalítica</p><p>Lavagem cáustica</p><p>Extração com aminas</p><p>Processos</p><p>auxiliares</p><p>Fornecem água, energia, vapor, hidrogênio para</p><p>as diversas unidades de uma refinaria.</p><p>Recebem e enquadram dentro de padrões</p><p>ambientais as correntes de água de processo e os</p><p>gases ácidos produzidos nas diversas unidades.</p><p>Geração de hidrogênio</p><p>Tratamento de água e</p><p>efluente</p><p>Geração de vapor e</p><p>energia</p><p>Recuperação de</p><p>enxofre</p><p>A seguir, serão detalhados os principais processos utilizados nas diversas refinarias de petróleo</p><p>espalhadas pelo Brasil. Não quer dizer que todas as refinarias tenham todos os processos aqui descritos,</p><p>mas todos eles são utilizados nos diversos esquemas de refino adotados pelas refinarias brasileiras.</p><p>Destilações do óleo cru</p><p>A destilação é o processo mais antigo e mais utilizado no refino de petróleo. Qualquer refinaria de petróleo</p><p>tem este processo físico utilizado para fracionar e separar os constituintes do petróleo, que pode ser</p><p>conduzido sob pressão atmosférica ou a vácuo. A separação das frações baseia-se na volatilidade de</p><p>cada componente da mistura. Ao final, obtêm-se frações mais “leves”, ditas mais voláteis, separadas dos</p><p>componentes mais “pesados” ou menos voláteis.</p><p>Toda refinaria de petróleo possui unidades de destilação.</p><p>Como ocorre a separação dos componentes do petróleo na destilação? Na destilação, os componentes</p><p>mais leves da mistura sobem pela coluna, enquanto os mais pesados descem, em função das diferenças</p><p>de volatilidade entre os componentes presentes. Durante a separação das fases, uma fase vapor entra em</p><p>contato com uma fase líquida e há transferência de massa do líquido para o vapor e deste para aquele.</p><p>O líquido e o vapor contêm, em geral, os mesmos componentes, mas em quantidades relativas diferentes.</p><p>Há transferência de massa simultânea do líquido pela vaporização e do vapor pela condensação, em um</p><p>típico</p><p>equilíbrio químico. O efeito final é o aumento da concentração do componente mais volátil no</p><p>vapor e do componente menos volátil no líquido.</p><p>O aparato de uma coluna de destilação simples pode ser representado, de forma genérica, pelo esquema</p><p>da Figura 6.1.</p><p>Figura 6.1 Esquema de uma destilação simples.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A fase líquida, rica em compostos pesados, segue em direção ao fundo da torre de destilação, enquanto a</p><p>fase vapor gerada, mais leve e rica em componentes leves, segue para o topo.</p><p>Para um contato mais eficaz entre as fases que se separam, a torre pode possuir pratos</p><p>ou qualquer outro tipo de recheio ou obstáculos (que servem para aumentar o contato</p><p>entre as fases, aumentando a transferência de calor e massa).</p><p>A fim de aumentar a eficiência da coluna, podem ser dispostos no fundo e no topo, respectivamente, um</p><p>refervedor e um condensador. A função desses equipamentos é aumentar o refluxo na torre. Enquanto o</p><p>refervedor adiciona calor ao sistema, gerando maior quantidade de vapor que sobe em contracorrente com</p><p>o líquido, o condensador retira calor do sistema, gerando mais líquido. Assim, o processo se repete</p><p>sucessivamente, até que se atinja a especificação desejada em cada um das correntes.</p><p>No site do Grupo A, você encontra mais detalhes sobre os tipos de torres de destilação</p><p>utilizadas na indústria do petróleo.</p><p>Desse modo, se colocarmos o petróleo aquecido a uma determinada temperatura dentro de uma torre de</p><p>destilação, suas diversas frações serão separadas. Dependendo do elenco de petróleo e das frações</p><p>desejadas, a torre de destilação terá um projeto específico para que ela atenda à especificação almejada</p><p>nos cortes produzidos.</p><p>Destilação atmosférica</p><p>Antes de o petróleo ser destilado, ele é pré-aquecido, trocando calor com os produtos quentes que saem</p><p>da torre de destilação e sendo encaminhado a um processo denominado dessalgação.</p><p>Dessalgador é o equipamento destinado à remoção de sais inorgânicos, água e</p><p>sedimentos que estão dissolvidos no petróleo. Essas substâncias derivam do processo de</p><p>produção e estocagem do óleo e causam incrustações que obstruem ou corroem</p><p>trocadores de calor, fornos, condensadores e qualquer outro tipo de equipamento</p><p>envolvido no processamento do óleo.</p><p>Existem dois tipos comuns de dessalgação: a química e a elétrica.</p><p>Na dessalgação química, aquece-se o petróleo, adiciona-se água de processo para a diluição de</p><p>sais e acrescenta-se algum produto químico coagulante da água. A mistura resultante é</p><p>encaminhada a um decantador, onde ocorre a separação entre as duas fases formadas.</p><p>A dessalgação elétrica é conduzida da mesma maneira que a química, com a diferença de que, ao</p><p>invés de produtos químicos, é utilizado um campo elétrico para favorecer a coagulação e a</p><p>sedimentação da fase aquosa (para facilitar a separação, é comum a injeção de agentes</p><p>desemulsificantes).</p><p>Após a dessalgação, o petróleo com menor teor de sais é encaminhado para uma nova bateria de pré-</p><p>aquecimento antes de ir até o forno, que o colocará na temperatura ideal para a coluna de destilação.</p><p>A Figura 6.2 ilustra o caminho percorrido pelo petróleo antes de ingressar na torre de destilação.</p><p>Figura 6.2 Etapas da preparação do petróleo antes da destilação.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>As baterias de pré-aquecimento são fundamentais para melhorar o balanço energético</p><p>da unidade de destilação, diminuindo o consumo de energia nos fornos. Frações</p><p>quentes que saem da torre de destilação aquecem o óleo cru que ingressará na torre de</p><p>fracionamento.</p><p>Então, o petróleo com menor carga de sais e na temperatura ideal é encaminhado para a torre de</p><p>destilação. Normalmente, na torre de destilação atmosférica, se separam as frações possíveis até a</p><p>temperatura de 360 °C:</p><p>gás combustível,</p><p>GLP,</p><p>naftas,</p><p>querosene,</p><p>gasóleos leve (GOL) e pesado (GOP), que irão compor o diesel após tratamento; e</p><p>resíduo de destilação atmosférica (RAT), que pode ser utilizado para formulação de óleo</p><p>combustível, como carga para a destilação a vácuo, o que é mais comum, ou em uma unidade de</p><p>craqueamento catalítico fluido de resíduos ( residues fluid catalytic cracking [RFCC]).</p><p>A Figura 6.3 apresenta o esquema básico de uma típica unidade de destilação atmosférica.</p><p>Figura 6.3 Diagrama de blocos da destilação atmosférica.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>É comum, na destilação, a injeção de vapor d’água no fundo da torre, para facilitar a separação dos</p><p>compostos mais leves que possam estar “presos” ao resíduo de fundo da unidade de destilação. Esse</p><p>vapor será condensado com os gases no vaso de topo da torre, gerando água ácida, que necessita de</p><p>tratamento posterior.</p><p>No site do Grupo A, há mais informações sobre as torres retificadoras laterais e a torre</p><p>debutanizadora.</p><p>A nafta leve e o GLP condensados no vaso de topo passam por novo fracionamento, em uma torre de</p><p>destilação conhecida como desbutanizadora, onde são separados. Nafta pesada, querosene e gasóleo</p><p>passam por torres retificadoras laterais para ajuste das suas composições. O RAT que sai da unidade de</p><p>destilação atmosférica compõe a maior parte da carga do processo seguinte, que é a destilação a vácuo.</p><p>Destilação a vácuo</p><p>Na destilação a vácuo, com temperaturas que podem chegar a 400 °C, separam-se as frações restantes</p><p>que não puderam ser separadas na seção atmosférica.</p><p>Um maior aquecimento do petróleo na destilação atmosférica pode levar ao craqueamento ou ao</p><p>coqueamento (formação de coque) do óleo no interior do forno e da torre de destilação, o que é</p><p>indesejado. A alternativa é conduzir a destilação a uma pressão menor, próxima do vácuo. A redução da</p><p>pressão sobre um líquido causa uma redução na temperatura de ebulição.</p><p>Um esquema básico de uma unidade de destilação a vácuo e as frações obtidas pode ser observado na</p><p>Figura 6.4.</p><p>Figura 6.4 Diagrama de blocos da destilação a vácuo.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Na destilação a vácuo, vapor d’água é injetado tanto na torre quanto no forno. No forno, o vapor faz com</p><p>que o RAT passe em maior velocidade, minimizando o coqueamento. Na torre, o vapor atua na retificação</p><p>do resíduo de vácuo (RV), promovendo um melhor fracionamento das frações mais leves. Os gasóleos</p><p>obtidos (gasóleo leve de vácuo, GOLV, e gasóleo pesado de vácuo, GOPV) são normalmente</p><p>encaminhados para compor a carga de uma unidade de craqueamento catalítico.</p><p>O RV pode virar óleo combustível em unidades que não tenham um coqueamento</p><p>retardado instalado.</p><p>O Quadro 6.2 traz um resumo acerca do que foi visto sobre destilações.</p><p>Quadro 6.2 Resumo sobre destilações</p><p>Objetivo Fracionar o petróleo em função da volatilidade dos compostos que o compõem</p><p>Carga(s) principal(is) Petróleo cru</p><p>Tipo de processo Físico</p><p>Produtos</p><p>gás combustível</p><p>GLP</p><p>naftas</p><p>querosene</p><p>gasóleos atmosféricos (compõem o diesel)</p><p>gasóleos de vácuo</p><p>resíduos (RAT e RV)</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Explique por que uma etapa de dessalgação precisa ser realizada antes da destilação</p><p>atmosférica.</p><p>2. Por que uma etapa de destilação a vácuo é feita após a destilação atmosférica? Explique, em</p><p>linhas gerais, as diferenças entre essas duas destilações.</p><p>Craqueamento</p><p>As unidades de destilação originalmente produzem GLP e gasolina em quantidades inferiores à demanda</p><p>de mercado. Além disso, a gasolina produzida por destilação direta do petróleo possui baixa octanagem (é</p><p>muito parafínica). Diante disso, surgiram as unidades de craqueamento.</p><p>Considerado como a terceira etapa do refino convencional, o craqueamento, que pode ser térmico ou</p><p>catalítico, se baseia na quebra de moléculas longas e pesadas dos hidrocarbonetos, transformando-as em</p><p>moléculas menores e mais leves. O craqueamento térmico (atualmente pouco utilizado) exige pressões e</p><p>temperaturas altíssimas para a quebra das moléculas. Já no craqueamento catalítico, o processo é</p><p>realizado com a utilização de um catalisador e temperaturas menores.</p><p>O craqueamento catalítico é um processo de altíssima importância para uma refinaria,</p><p>pois converte frações pesadas em produtos de maior valor agregado. Sua presença</p><p>fornece maior flexibilidade às refinarias, já que é capaz</p><p>de processar vários tipos de</p><p>cargas, como gasóleos, RAT ou óleo desasfaltado (ODES; Figura 6.5).</p><p>Figura 6.5 Cargas típicas de uma unidade de craqueamento catalítico.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Fique atento às siglas, elas facilmente nos confundem e são muito parecidas por vezes,</p><p>mas indicam produtos distintos.</p><p>GOP: significa gasóleo pesado atmosférico</p><p>GOPV: significa gasóleo pesado de vácuo</p><p>GOPK: significa gasóleo pesado de coqueamento</p><p>No craqueamento catalítico fluido ( fluid catalytic cracking [FCC]), a alimentação da unidade é</p><p>geralmente constituída pelos gasóleos do vácuo, os quais são misturados ao catalisador (à base de</p><p>alumina ou zeólitos) mediante processos específicos, como o processo catalítico a leito fluidizado, em que</p><p>a corrente de alimentação mantém suspenso o catalisador. A mistura carga-catalisador é aquecida a altas</p><p>temperaturas (próximas de 700 °C), sendo a mistura de hidrocarbonetos vaporizada e craqueada no</p><p>interior de um riser (tubo vertical de longo comprimento onde ocorrem as reações de craqueamento). As</p><p>reações típicas de craqueamento são as seguintes:</p><p>Parafina Parafina + Olefina</p><p>Naftênico Olefina + Olefina</p><p>Alquil-aromático Aromático + Olefina</p><p>Olefina Olefina + Olefina</p><p>n-olefina Olefinas ramificadas</p><p>Hidrogênio + Olefina Parafínico</p><p>Aromático + Olefina Alquil-aromático Ciclização Desidrogenação Anéis poliaromáticos</p><p>O catalisador utilizado acaba impregnado por coque, resultante de reações paralelas de coqueamento dos</p><p>anéis poliaromáticos, sendo enviado para um regenerador, para que possa retornar ao processo. No</p><p>regenerador, o coque adsorvido sobre o catalisador é parcialmente oxidado, produzindo monóxido de</p><p>carbono (CO), o qual, ao queimar em uma caldeira, gera calor que é utilizado para produzir uma grande</p><p>quantidade de vapor d’água de alta pressão.</p><p>A Figura 6.6 ilustra as etapas discutidas até aqui.</p><p>Figura 6.6 Etapas e processos da unidade de craqueamento.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Os hidrocarbonetos craqueados são separados do catalisador e enviados para uma torre fracionadora,</p><p>onde são separados de acordo com a faixa de destilação. Na fracionadora, são separados:</p><p>os gases de topo, GLP e nafta;</p><p>o óleo leve de reciclo (LCO); e</p><p>o óleo decantado (OD).</p><p>Os gases de topo são comprimidos e tratados em absorvedoras, para que sejam separadas as correntes</p><p>de gás combustível, GLP e alguma nafta. O LCO, após hidrotratado, pode compor o óleo diesel, enquanto</p><p>o OD pode compor carga da unidade de coqueamento ou servir de diluente para o óleo combustível.</p><p>Como os compostos sulfurados tendem a se concentrar nas frações mais pesadas do petróleo, a carga do</p><p>FCC possui compostos sulfurados, responsáveis por formar paralelamente, no meio das reações, produtos</p><p>de enxofre, principalmente o H2 S e mercaptanas, que saem junto com os produtos mais leves. Assim, os</p><p>gases obtidos no fracionamento do craqueado são submetidos a tratamentos específicos para redução do</p><p>teor de enxofre (tratamentos com aminas e soda cáustica, por exemplo).</p><p>O GLP produzido a partir do craqueamento catalítico, por possuir elevado teor de H2 S, é submetido a um</p><p>processo de extração com dietanolamina (DEA), que retém o gás sulfídrico, mas não extrai as</p><p>mercaptanas, sendo necessário uma posterior extração com hidróxido de sódio (NaOH). A DEA é</p><p>facilmente regenerável, liberando o H2 S por simples aquecimento. No processo de extração com NaOH</p><p>(conhecido como tratamento Merox) a presença de um catalisador recupera a soda cáustica, que retira os</p><p>compostos de enxofre, obtendo-se, assim, considerável economia.</p><p>A nafta obtida no craqueamento possui alto número de octano, em função do alto teor</p><p>de hidrocarbonetos aromáticos presentes neste corte, o que é bom para gasolina</p><p>automotiva.</p><p>No craqueamento, produzem-se também olefinas, como eteno, propeno e butenos, e compostos</p><p>isoparafínicos, como, propano e butano. Por consequência, o GLP produzido no craqueamento catalítico</p><p>possui grande quantidade de propeno e buteno.</p><p>Um diagrama com um resumo de todas as etapas do processo de craqueamento catalítico é apresentado</p><p>na Figura 6.7.</p><p>Figura 6.7 Diagrama de blocos de uma unidade de craqueamento catalítico.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A unidade de craqueamento catalítico é de grande importância em um esquema de refino,</p><p>por ser a principal geradora de GLP e também de nafta, que irá compor a gasolina. A</p><p>nafta de destilação direta é misturada com a nafta de craqueamento, entre outras</p><p>correntes de nafta, para compor o que conhecemos como gasolina.</p><p>O Quadro 6.3 traz um resumo acerca do que foi visto sobre craqueamento.</p><p>Quadro 6.3 Resumo sobre craqueamento</p><p>Objetivo Quebrar cataliticamente moléculas de gasóleos (GOL e GOP) e resíduos (RAT) para</p><p>obtenção de gasolina e GLP</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>gasóleos de vácuo (GOLV e GOPV)</p><p>RAT</p><p>ODES</p><p>Tipo de</p><p>processo Conversão química</p><p>Objetivo Quebrar cataliticamente moléculas de gasóleos (GOL e GOP) e resíduos (RAT) para</p><p>obtenção de gasolina e GLP</p><p>Produtos</p><p>gás combustível</p><p>GLP</p><p>nafta de craqueamento</p><p>LCO</p><p>OD</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Qual é a função do catalisador no processo de craqueamento catalítico?</p><p>2. Cite os processos de extração aos quais o GLP é submetido após o craqueamento catalítico e</p><p>explique brevemente como esses processos ocorrem.</p><p>Reforma catalítica</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Qual é a diferença entre craqueamento catalítico e reforma catalítica?</p><p>As naftas de destilação e algumas naftas hidrogenadas têm, usualmente, baixa octanagem. Essas</p><p>correntes podem ser enviadas a uma unidade de reforma catalítica para sua conversão em produtos de</p><p>maior número de octanas, onde serão produzidas gasolinas de alto poder antidetonante e de elevado teor</p><p>de aromáticos.</p><p>Na reforma catalítica, há a transformação de hidrocarbonetos lineares e naftênicos em olefinas e,</p><p>principalmente, em compostos aromáticos. Os catalisadores utilizados são:</p><p>a platina sobre a alumina ou sobre a sílica-alumina e</p><p>o óxido de cromo sobre a alumina.</p><p>Figura 6.8 Reações típicas que ocorrem na reforma catalítica.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A reforma catalítica é um método industrial econômico para aumentar a octanagem de</p><p>gasolinas destiladas, naturais ou de craqueamento térmico, e para produzir grande</p><p>quantidade de benzeno, tolueno e xilenos (BTX) e outros aromáticos, compostos</p><p>importantes para a indústria petroquímica. Trata-se, na realidade, do principal método</p><p>utilizado para produzir gasolina de maior octanagem e solventes aromáticos para a</p><p>indústria química.</p><p>A unidade de reforma catalítica é também produtora de gás hidrogênio, o qual é reaproveitado nas</p><p>unidades de hidrotratamento da refinaria. Dependendo da tecnologia utilizada, o processo pode ser</p><p>semirregenerativo (SR) ou com regeneração contínua do catalisador (CCR).</p><p>Na Figura 6.9, há um esquema de uma unidade de reforma catalítica do tipo SR.</p><p>Figura 6.9 Esquema de uma unidade de reforma catalítica SR.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Na reforma catalítica SR, a carga de nafta é hidrogenada em um reator de pré-tratamento, que promove a</p><p>proteção do catalisador de reforma contra impurezas presentes na carga (S, N, O, metais e olefinas). As</p><p>reações são efetivadas por um catalisador de pré-tratamento, que retém os metais em sua superfície. Os</p><p>derivados de S, N e O e as impurezas voláteis são separados em uma torre retificadora, de onde se obtém</p><p>a nafta pré-tratada.</p><p>A nafta pré-tratada passa por uma bateria de fornos e reatores, onde se promovem as diversas reações de</p><p>reforma. Há, no processo, uma seção de estabilização que promove o reciclo do gás hidrogênio ao</p><p>processo e a separação das correntes gasosas leves, do GLP e do reformado catalítico. As reações</p><p>desejáveis são, em sua maioria, endotérmicas, e, por isso, são utilizados múltiplos reatores intercalados</p><p>com fornos, para suprir a carga térmica necessária às reações e para manter a mistura reacional em uma</p><p>temperatura alta o suficiente (510 °C) para que as reações de desidrogenação ocorram.</p><p>Embora os produtos esperados da reforma sejam apenas nafta reformada e gás hidrogênio, observa-se</p><p>também a produção de gás combustível e GLP, porque ocorrem algumas</p><p>reações de hidrocraqueamento</p><p>no interior dos reatores. Outro efeito colateral é a formação de coque na superfície do catalisador,</p><p>causando sua progressiva desativação. Em refinarias que dispõem de unidades de extração de</p><p>aromáticos, esses compostos podem ser segregados e fracionados, obtendo-se então cada um dos</p><p>produtos: benzeno, tolueno e xilenos, em correntes separadas.</p><p>O Quadro 6.4 traz um resumo acerca do que foi visto sobre reforma catalítica.</p><p>Quadro 6.4 Resumo sobre reforma catalítica</p><p>Objetivo Produzir gasolina de alta octanagem e aromáticos</p><p>Objetivo Produzir gasolina de alta octanagem e aromáticos</p><p>Carga(s) principal(is)</p><p>naftas de destilação</p><p>naftas de coqueamento hidrotratadas (NKH)</p><p>Tipo de processo Conversão química</p><p>Produtos</p><p>hidrogênio</p><p>gás combustível</p><p>GLP</p><p>nafta reformada (rica em compostos aromáticos)</p><p>Alquilação</p><p>A alquilação consiste na reação de adição de duas moléculas leves para a síntese de</p><p>uma terceira de maior peso molecular, catalisada por um agente de forte caráter ácido.</p><p>A síntese que ocorre na alquilação leva à obtenção de cadeias ramificadas a partir de olefinas leves,</p><p>sendo uma rota alternativa aplicada na produção de gasolina de alta octanagem a partir de componentes</p><p>leves do GLP. O catalisador utilizado pode ser o ácido fluorídrico (HF) ou o ácido sulfúrico (H2 SO4 ).</p><p>O processo de alquilação envolve a utilização de uma isoparafina, geralmente o isobutano, presente no</p><p>GLP, combinada a olefinas, tais como o propeno, os butenos e pentenos. Obtém-se, assim, uma gasolina</p><p>sintética especialmente empregada como combustível de aviação (gasolina de aviação) ou como gasolina</p><p>automotiva de alta octanagem. Além disso, são gerados nafta pesada, propano e n-butano de alta pureza</p><p>como produção secundária. O processo de alquilação permite a síntese de compostos intermediários de</p><p>grande importância na indústria petroquímica, como:</p><p>o etil-benzeno (para a produção de poliestireno);</p><p>o isopropril-benzeno (para a produção de fenol e acetona);</p><p>o dodecil-benzeno (matéria-prima de detergentes).</p><p>Duas seções principais constituem a unidade de alquilação: a seção de reação e a seção de</p><p>recuperação de reagentes e purificação do catalisador (ácido), conforme ilustrado no esquema da</p><p>Figura 6.10.</p><p>Figura 6.10 Diagrama de blocos de uma unidade de alquilação.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>O alquilado produzido é uma corrente parafínica rica em componentes que variam na faixa de C7 a C9, o</p><p>que lhe confere grande estabilidade à oxidação, que pode ser traduzida em baixos teores de goma, além</p><p>de ser um produto isento de enxofre. Quando o alquilado é misturado a outras gasolinas, ele reduz o teor</p><p>de enxofre, olefinas e aromáticos da mistura final da gasolina da refinaria.</p><p>No Brasil, somente a Refinaria Presidente Bernardes, de Cubatão (SP), possui uma</p><p>unidade de alquilação instalada.</p><p>O Quadro 6.5 traz um resumo acerca do que foi visto sobre alquilação.</p><p>Quadro 6.5 Resumo sobre reforma alquilação</p><p>Objetivo Reagir moléculas olefínicas do GLP de FCC com o isobutano, gerando moléculas</p><p>parafínicas ramificadas de nafta (alta octanagem)</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>isobutano (GLP de destilação)</p><p>GLP de FCC ou de coqueamento</p><p>Tipo de</p><p>processo Conversão química</p><p>Produtos</p><p>propano</p><p>butano</p><p>alquilados (gasolina de alta octanagem)</p><p>Coqueamento retardado</p><p>O coqueamento retardado é um processo de produção de coque a partir de cargas</p><p>bastante diversas, como o óleo bruto reduzido, o RV – o mais comum –, o OD, o alcatrão</p><p>do craqueamento térmico e suas misturas.</p><p>O coqueamento retardado é considerado um craqueamento em condições mais severas. Com a aplicação</p><p>de tais condições severas de operação (pressão e temperatura), moléculas de cadeia aberta são</p><p>craqueadas e moléculas aromáticas polinucleadas, resinas e asfaltenos são coqueados, produzindo:</p><p>gases</p><p>nafta</p><p>diesel</p><p>gasóleo</p><p>coque de petróleo</p><p>O coque de petróleo obtido mostra-se como um excelente material componente de eletrodos na indústria</p><p>de produção de alumínio e na metalurgia de um modo geral (utilizado em altos fornos para produzir aço,</p><p>por exemplo).</p><p>A carga a ser processada na unidade de coqueamento pode ser proveniente de algum tanque ou vir</p><p>diretamente da unidade produtora. O processo se inicia com o aquecimento da carga pela integração</p><p>energética com correntes quentes geradas na própria unidade, com os refluxos circulantes da torre</p><p>fracionadora.</p><p>O refluxo circulante consiste na retirada de um determinado corte quente da torre</p><p>fracionadora que será utilizado para aquecer alguma corrente fria, sendo este corte</p><p>devolvido um prato acima do qual ele foi retirado. Serve para otimizar o balanço</p><p>energético da unidade.</p><p>Após o aquecimento, a carga é normalmente enviada à região de fundo da torre fracionadora. A fração</p><p>mais pesada da torre de fracionamento é bombeada para o forno-reator, onde se iniciam as reações de</p><p>craqueamento térmico. O projeto do forno é feito de forma que retarde a formação do coque, que deve</p><p>ocorrer apenas no interior do tambor de coque. Esse fato dá o nome ao processo: coqueamento</p><p>retardado.</p><p>Uma forma de reduzir a formação de coque no interior dos tubos do forno é pela injeção de vapor d’água,</p><p>cuja aplicação aumenta a turbulência e a velocidade de escoamento da mistura. Seu uso, portanto, é</p><p>fundamental para aumentar a vida útil do equipamento e a confiabilidade operacional da unidade.</p><p>Mesmo com a injeção de vapor d’água, a operação do forno deve ser interrompida no</p><p>intervalo de seis meses a um ano, para remoção de coque e de eventuais depósitos</p><p>inorgânicos provenientes dos contaminantes da carga.</p><p>O efluente do forno, a aproximadamente 500 °C e parcialmente vaporizado, segue para o tambor de</p><p>coque. O forno alimenta sempre dois tambores de coque alternadamente, pois, enquanto o primeiro</p><p>recebe a carga, o segundo passa por etapas de remoção do coque (descoqueamento), limpeza e</p><p>recolocação em operação.</p><p>Os produtos produzidos são submetidos a tratamentos específicos para sua purificação e estabilização,</p><p>conforme o Quadro 6.6.</p><p>Quadro 6.6 Tratamentos para purificação e estabilização de produtos oriundos do</p><p>coqueamento retardado</p><p>Derivado produzido Tipo de tratamento</p><p>Gás combustível Tratamento com aminas para remoção do H2 S</p><p>GLP</p><p>Tratamento com aminas para remoção do H2 S</p><p>Tratamento cáustico regenerativo (TCR) para remoção dos mercaptanos</p><p>antes de ser armazenado</p><p>Naftas leve (NLK) e</p><p>pesada (NPK)</p><p>Hidrotratamento (HDT de instáveis) para remoção de olefinas e</p><p>contaminantes, como nitrogênio e enxofre, antes de serem estocadas</p><p>Gasóleos leve (GOLK)</p><p>e médio (GOMK)</p><p>HDT para remoção de contaminantes, a fim de comporem o óleo diesel</p><p>Após passarem pelo HDT, a NLK e a NPK podem compor a gasolina, mas devem ser utilizadas em</p><p>pequenas quantidades na mistura, por possuírem baixa octanagem, já que ao serem hidrotratadas se</p><p>tornam parafínicas.</p><p>Quando as correntes obtidas vierem de uma unidade de coqueamento, costuma-se</p><p>colocar a letra K no final da sigla do derivado produzido. Por isso, nafta leve de coque é</p><p>simbolizada por NLK, por exemplo.</p><p>O gasóleo pesado (GOPK) pode ser carga da FCC ou diluente de óleo combustível. Em comparação com</p><p>o GOPV, essa corrente é mais aromática e possui maior teor de contaminantes, portanto, sua</p><p>incorporação à carga do FCC pode levar a uma redução da atividade do catalisador.</p><p>Uma representação esquemática da unidade de coqueamento retardado é apresentada na Figura 6.11.</p><p>Figura 6.11 Diagrama de bloco de uma unidade de coqueamento.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>A crise do petróleo na década de 1970 tornou o coqueamento um processo importante,</p><p>pois nele frações depreciadas, como RVs, são transformadas em outras de maior valor</p><p>comercial.</p><p>O Quadro 6.7 traz um resumo acerca do que foi visto sobre coqueamento.</p><p>Quadro 6.7 Resumo sobre coqueamento</p><p>Objetivo Produzir derivados leves, de maior valor agregado e demanda, a partir de frações</p><p>pesadas, por meio de craqueamento térmico</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>RV ou resíduo asfáltico (RASF) – principais</p><p>OD de FCC</p><p>RAT</p><p>Tipo de</p><p>processo Conversão química</p><p>Objetivo Produzir derivados leves, de</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-153B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-154</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-155</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-156</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-157</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_7.xhtml#_idParaDest-158</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-161</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-162</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-163</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-164</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-165</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-166</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-163B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-167</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-168</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-169</p><p>Resumo sobre os processos de tratamento de água</p><p>Geração de vapor d’água</p><p>Noções de produção de energia elétrica por meio</p><p>de turbogeradores</p><p>Turbogeradores a gás</p><p>Turbogeradores a vapor</p><p>Cogeração</p><p>Sistemas de resfriamento</p><p>Sistemas de uma só passagem</p><p>Sistemas fechados com recirculação</p><p>Sistemas abertos com recirculação</p><p>Geração de ar comprimido</p><p>Tratamento de efluentes</p><p>Processos típicos de tratamento primário</p><p>Processos típicos de tratamento secundário</p><p>Processo de lodo ativado</p><p>Processo de lagoa aerada</p><p>Processo de filtro biológico</p><p>Contactor biológico rotativo</p><p>Biorreator de membranas</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-163C</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-170</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-171</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-172</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-173</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-173B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-174</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-175</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-176</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-177</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-178</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-178B</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-179</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-180</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-181</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-182</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-183</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-184</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-185</p><p>Processos avançados</p><p>ATIVIDADES</p><p>Conheça o Grupo A</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-186</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/Gauto_8.xhtml#_idParaDest-187</p><p>https://jigsaw.vitalsource.com/books/9788582604021/epub/OEBPS/Text/ConhecaGrupoa.xhtml</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>O petróleo</p><p>Marcelo Gauto</p><p>O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o componente básico para a</p><p>produção de milhares de produtos de forma indireta. Dele se produz gasolina, combustível de</p><p>aviação, gás de cozinha, lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas e até mesmo</p><p>energia elétrica. Ele é encontrado a profundidades variáveis, tanto no subsolo terrestre como no</p><p>marítimo. Dentre os assuntos abordados neste capítulo, você encontrará informações sobre a</p><p>história, a origem e a composição do petróleo, bem como a caracterização dos diferentes tipos</p><p>de óleo e as propriedades físico-químicas importantes envolvidas.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Explicar, em linhas gerais, a história do petróleo, da Antiguidade à era moderna.</p><p>Listar os principais componentes do petróleo.</p><p>Identificar e distinguir os diferentes tipos de hidrocarbonetos que compõem o petróleo.</p><p>Reconhecer os principais contaminantes do petróleo.</p><p>Avaliar como as impurezas do petróleo interferem nas etapas subsequentes de refino.</p><p>Citar as principais propriedades físico-químicas do petróleo.</p><p>Classificar a qualidade do petróleo para a produção de determinada fração.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>A importância do petróleo</p><p>O nosso mundo é movido a petróleo. O homem utiliza o petróleo há milhares de anos – inicialmente,</p><p>na forma de betume, alcatrão, e, mais recentemente, na forma de óleo bruto, gás e derivados.</p><p>Contudo, foi no último século que esse energético fóssil passou a ser usado de forma intensiva, em</p><p>grandes quantidades. Nos Estados Unidos, por exemplo, o consumo diário passou de alguns</p><p>milhares de barris, em 1900, para próximo de 20 milhões de barris/dia, no ano 2013 – o que</p><p>equivale a mais de três bilhões de litros por dia!</p><p>O petróleo é nossa principal fonte de energia, fornecendo o combustível necessário para manter em</p><p>funcionamento os diferentes meios de transporte, enquanto o gás natural gera a energia elétrica</p><p>necessária para mantermos nosso estilo de vida moderno.</p><p>À primeira vista, o petróleo em estado natural – chamado de óleo bruto – não parece algo especial.</p><p>No entanto, concentra uma grande quantidade de energia. Um barril de óleo bruto (159 litros) é</p><p>suficiente para gerar, em média, 1.680 kWh de energia, o que daria para manter 10 residências</p><p>brasileiras com energia elétrica durante um mês.</p><p>A gasolina e o diesel derivados do petróleo impulsionam os carros e outros veículos que permitem</p><p>nos deslocarmos com facilidade e rapidez inimagináveis em tempos passados. Hoje, ao irem</p><p>trabalhar, muitas pessoas percorrem distâncias que antigamente demandavam dias de viagem a</p><p>cavalo. Com mais de um bilhão de veículos motorizados circulando pelas estradas do planeta</p><p>(uma cifra que aumenta diariamente), o consumo de petróleo hoje atinge números impressionantes,</p><p>de bilhões de barris por mês.</p><p>Graças ao petróleo, uma grande variedade de produtos, produzidos em distintos pontos do planeta,</p><p>transportados por avião, navio ou caminhão, chegam aos estabelecimentos comerciais em todo o</p><p>mundo. Além de gerar o combustível para o transporte, o petróleo fornece a matéria-prima para a</p><p>fabricação de diversos produtos.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Com o auxílio de seus colegas e de seu professor, faça uma lista de 10 itens contemplando produtos</p><p>ao seu redor que derivem direta ou indiretamente do petróleo.</p><p>Breve histórico do petróleo</p><p>Antiguidade</p><p>Na Antiguidade, em muitas regiões do Oriente Médio, o petróleo contido em reservatórios subterrâneos</p><p>aflorava à superfície, formando poças de uma substância negra, denominada então de betume. Na</p><p>realidade, há muito tempo o homem fazia usos diversos</p><p>maior valor agregado e demanda, a partir de frações</p><p>pesadas, por meio de craqueamento térmico</p><p>Produtos</p><p>gás combustível</p><p>GLP</p><p>naftas (gasolina ou diesel)</p><p>gasóleos (diesel)</p><p>coque verde de petróleo</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. De que forma o coque de petróleo obtido pelo coqueamento retardado pode ser utilizado na</p><p>indústria?</p><p>2. Explique a parte do coqueamento retardado que dá nome a esse processo.</p><p>O parque brasileiro de refino e a produção de derivados</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Como o Brasil está situado no mapa mundial de refino de petróleo em relação aos outros países?</p><p>Segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP), até o final de 2015, o parque de refino brasileiro era</p><p>composto de 17 refinarias, não incluindo a Unidade de Operações de Industrialização do Xisto (SIX),</p><p>sendo que 13 unidades são da Petrobras e quatro são privadas (AGÊNCIA NACIONAL DO</p><p>PETRÓLEO, 2015).</p><p>Somadas, as refinarias privadas têm capacidade nominal de apenas 42.105 barris/dia, o</p><p>que equivale a apenas 1,8 % da capacidade de refino, enquanto a Petrobras domina 98,2</p><p>% do mercado. A capacidade total de refino de petróleo foi da ordem de 2 milhões e 350</p><p>mil barris/dia em 2015.</p><p>A Tabela 6.1 apresenta a capacidade nominal de cada refinaria instalada no Brasil até o ano de 2014.</p><p>Tabela 6.1 Capacidade de refino de petróleo no Brasil em 31/12/2014</p><p>REFINARIA Localização Início da operação Capacidade nominal (barris/dia)REFINARIA Localização Início da operação Capacidade nominal (barris/dia)</p><p>Riograndense</p><p>(ex-Ipiranga)</p><p>Rio Grande (RS) 1936 17.014</p><p>RLAM Mataripe (BA) 1950 377.389</p><p>RECAP Capuava (SP) 1954 53.463</p><p>Manguinhos Rio de Janeiro (RJ) 1954 13.838</p><p>RPBC Cubatão (SP) 1955 169.825</p><p>REMAN Manaus (AM) 1956 45.916</p><p>REDUC Duque de Caxias (RJ) 1961 242.158</p><p>LUBNOR Fortaleza (CE) 1966 8.177</p><p>REGAP Betim (MG) 1968 166.051</p><p>REFAP Canoas (RS) 1968 201.274</p><p>REPLAN Paulínia (SP) 1972 433.998</p><p>REPAR Araucária (PR) 1977 207.564</p><p>REVAP S. J. dos Campos (SP) 1980 251.593</p><p>RPCC Guamaré (RN) 2000 37.739</p><p>UNIVEN Itupeva (SP) 2007 9.158</p><p>DAX OIL Camaçari (BA) 2008 2.095</p><p>RNEST Ipojuca (PE) 2014 115.009</p><p>Total 2.352.262</p><p>A produção total de derivados pelas refinarias brasileiras cresceu significativamente de 2010 a 2014,</p><p>sendo que a produção total de 2014, por exemplo, foi muito próxima da capacidade nominal de refino</p><p>instalada no Brasil naquele ano. A Figura 6.12 apresenta a produção anual total de derivados, em barris</p><p>equivalentes de petróleo (bep), desde o ano de 2000. A queda de produção observada em 2015 se deve</p><p>ao recuo no consumo interno de derivados, face a conjuntura econômica do Brasil no referido ano.</p><p>Figura 6.12 Produção total de derivados no Brasil no período de 2000 a 2015.</p><p>Fonte: Baseada em Agência Nacional do Petróleo (2015).</p><p>Para obter mais detalhes sobre a produção nacional de derivados, acesse o site da ANP:</p><p>www.anp.gov.br.</p><p>Os derivados mais importantes, em quantidade, produzidos pelas refinarias brasileiras são óleo diesel,</p><p>gasolina e óleo combustível, que correspondem a pouco mais de 75 % do total de derivados produzidos.</p><p>A Tabela 6.2 apresenta uma comparação, em termos percentuais, entre a produção de derivados nos anos</p><p>de 2000 e 2015.</p><p>Tabela 6.2 Percentual de cada derivado produzido nos anos de 2000 e 2015</p><p>Produto(s) 2000 2015</p><p>Asfalto 2,2% 2,0%</p><p>Coque 2,2% 4,3%</p><p>Gasolina A 18,6% 19,9%</p><p>Gasolina aviação 0,1% 0,1%</p><p>GLP 5,5% 4,6%</p><p>Lubrificante 1,0% 0,6%</p><p>Nafta 9,6% 3,5%</p><p>Produto(s) 2000 2015</p><p>Óleo combustível 19,8% 13,9%</p><p>Diesel 35,0% 43,4%</p><p>Outros não energéticos 1,0% 2,3%</p><p>Parafina 0,2% 0,1%</p><p>Querosene de aviação (QAV) 4,0% 4,7%</p><p>Querosene iluminante 0,2% 0,01%</p><p>Solvente 0,5% 0,3%</p><p>Outros energéticos 0,1% 0,3%</p><p>Observa-se, pela Tabela 6.2, que o percentual de óleo combustível produzido caiu ao longo da década,</p><p>enquanto as contribuições da gasolina e do diesel aumentaram no mesmo período. Com o aumento do</p><p>processamento de petróleos cada vez mais pesados nas refinarias brasileiras, a produção de óleo</p><p>combustível só não aumentou significativamente em relação aos demais produtos graças às unidades</p><p>recuperadoras de fundo de barril, como as unidades de coqueamento retardado. Merece atenção também</p><p>a nafta, que teve uma queda significativa em relação ao total de derivados produzidos, porque boa parte</p><p>da sua produção pelas refinarias passou a compor a gasolina A.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre as destilações do óleo cru, assinale a alternativa correta.</p><p>A. A destilação é um processo complexo e, portanto, poucas refinarias possuem unidades</p><p>destinadas a ela.</p><p>B. Na destilação, refervedores e condensadores têm o papel de aumentar o refluxo na torre.</p><p>C. A destilação a vácuo libera um resíduo que virá a compor a maior parte da carga do processo</p><p>de destilação atmosférica.</p><p>D. A destilação a vácuo utiliza pressões superiores em relação à destilação atmosférica.</p><p>2. Com relação ao processo de craqueamento, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) O processo de craqueamento é importante na indústria automotiva porque produz naftas com</p><p>alta octanagem.</p><p>( ) O craqueamento catalítico requer pressões e temperaturas muito altas para quebrar moléculas.</p><p>( ) A carga do FCC, em geral, é livre de compostos sulfurados.</p><p>( ) Após o HDT, o LCO separado pelo craqueamento catalítico pode compor o óleo diesel.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. F – V – V – F</p><p>B. V – V – F – F</p><p>C. V – F – F – V</p><p>D. F – F – V –V</p><p>3. Quanto à reforma catalítica, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. A unidade de reforma catalítica é consumidora de gás hidrogênio.</p><p>II. As reações desejáveis da reforma catalítica, em sua maior parte, absorvem calor.</p><p>III. A formação de coque na superfície do catalisador é um efeito colateral possível na reforma</p><p>catalítica.</p><p>Qual(is) está(ão) correta(s)?</p><p>A. Apenas a I.</p><p>B. Apenas a III.</p><p>C. Apenas a II e a III.</p><p>D. A I, a II e a III.</p><p>4. Sobre alquilação, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) O catalisador usado na alquilação deve ser um agente de caráter básico.</p><p>( ) As gasolinas de aviação e automotiva com alto número de octano são produtos viabilizados a</p><p>partir da alquilação.</p><p>( ) O etil-benzeno, sintetizado pelo processo de alquilação, serve como matéria-prima de</p><p>detergentes.</p><p>( ) Nas refinarias brasileiras, há somente uma unidade de alquilação.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. F – V – F – V</p><p>B. F – F – V – V</p><p>C. V – F – V – F</p><p>D. V – V – F – F</p><p>5. A respeito do coqueamento retardado, assinale a alternativa correta.</p><p>A. O coqueamento retardado é considerado um craqueamento em condições mais brandas no</p><p>que diz respeito à pressão e à temperatura.</p><p>B. A injeção de vapor dágua no interior dos tubos do forno evita a necessidade de interrupção</p><p>dos fornos para a remoção de coques e depósitos inorgânicos.</p><p>C. As naftas provenientes do coqueamento retardado, após passarem por HDT para remoção de</p><p>contaminantes, podem ser usadas para compor a gasolina, uma vez que possuem alta</p><p>octanagem.</p><p>D. Com o coqueamento, frações desvalorizadas são transformadas em outras de maior valor</p><p>comercial.</p><p>6. Considerando o panorama brasileiro de refino de petróleo e derivados, marque V (verdadeiro) ou F</p><p>(falso).</p><p>( ) A capacidade nominal das refinarias privadas brasileiras compreende uma significante fatia da</p><p>capacidade total de refino de petróleo do país.</p><p>( ) A capacidade de refino de petróleo da refinaria de Mataripe (BA) é superior à da refinaria de</p><p>Araucária (PR).</p><p>( ) O óleo diesel, a gasolina e o óleo combustível constituem mais de três quartos do total de</p><p>derivados produzidos no Brasil.</p><p>( ) Considerando o total de derivados produzidos no Brasil, a produção de óleo combustível</p><p>aumentou percentualmente entre 2000 e 2015.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. V – V – F – F</p><p>B. F – V – V – F</p><p>C. F – F – V – V</p><p>D. V – F – F – V</p><p>Respostas: 1. B; 2. C; 3. C; 4. A; 5. D; 6. B</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Anuário estatístico brasileiro do petróleo, gás natural e biocombustíveis. Rio de</p><p>Janeiro:</p><p>ANP, 2014.</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. Dados estatísticos mensais. Rio de Janeiro: ANP, 2015.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>BRASIL, N. Í. do; ARAÚJO, M. A. S.; SOUZA, E. C. M. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus derivados,</p><p>processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente. 2. ed. Rio de Janeiro: LTC, 2014.</p><p>CORRÊA, J. S. Parque industrial de refino no Brasil: características atuais e perspectivas. 2009. 180 f. Tese (Mestrado</p><p>em Ciências)–Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2009.</p><p>CORREA, O. L. S. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. Rio de Janeiro:</p><p>Interciência, 2003.</p><p>FANTINE, J. Refino nacional, análise estratégica e tecnológica: Projeto CTPetro Tendências Tecnológicas. Rio de</p><p>Janeiro: Instituto Nacional de Tecnologia, 2003.</p><p>GAUTO, M. Petróleo SA: exploração, produção, refino e derivados. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2011.</p><p>TAVARES, M. E. E. Análise do refino no Brasil: estado e perspectivas: uma análise “cross-section”. 2005. 384 f. Tese</p><p>(Doutorado Planejamento energético)–Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2005.</p><p>SZKLO, A. S.; ULLER, V. C. (Org.). Fundamentos de refino de petróleo: tecnologia e economia. 2. ed. Rio de Janeiro:</p><p>Interciência, 2008.</p><p>CAPÍTULO 7</p><p>Tratamento dos derivados e</p><p>processos auxiliares de</p><p>refino</p><p>Marcelo Gauto</p><p>O tratamento dos derivados do petróleo e os processos auxiliares de refino ajustam a qualidade</p><p>do que foi produzido ou fornecem insumos que possibilitam a operação ou o tratamento de</p><p>rejeitos das unidades de processos. O tratamento com etanolaminas, o tratamento cáustico das</p><p>frações leves, o hidrotratamento, a geração de hidrogênio, o tratamento de águas ácidas e a</p><p>recuperação de enxofre são exemplos de processos amplamente utilizados em uma refinaria,</p><p>sem os quais não há como atender aos critérios de qualidade e/ou à legislação ambiental</p><p>vigente, como será visto neste capítulo.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Reconhecer a importância dos tratamentos dos derivados em uma unidade de refino.</p><p>Identificar os processos utilizados para a remoção de contaminantes dos derivados</p><p>produzidos.</p><p>Explicar como as unidades de tratamento minimizam a geração de resíduos de uma refinaria.</p><p>Descrever como se recupera o enxofre e se evita a emissão de SOx para a atmosfera.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>Geração de resíduos na indústria do petróleo</p><p>A indústria do petróleo, como qualquer outra indústria, gera uma série de poluentes durante suas</p><p>atividades. São toneladas de resíduos sólidos, líquidos e gasosos, que diariamente requerem um</p><p>minucioso esquema de gestão para que sejam devidamente tratados. As melhores tecnologias</p><p>disponíveis no mundo são adotadas para o tratamento desses resíduos e a minimização dos</p><p>impactos ambientais que eles poderiam gerar se fossem lançados diretamente no meio ambiente.</p><p>As emissões gasosas e hídricas são comumente as mais críticas em toda a cadeia. As unidades de</p><p>produção e plantas de refino de petróleo produzem sua própria energia, em parte ou toda, por meio</p><p>da queima de hidrocarbonetos em fornos e caldeiras. Isso as leva a gerar uma grande massa de</p><p>gases de combustão para a atmosfera. Elas também consomem grandes volumes de água durante o</p><p>processamento do petróleo, gerando correntes aquosas contaminadas.</p><p>Para minimizar os impactos ambientais, é necessário o devido tratamento dos gases e das correntes</p><p>aquosas contaminadas. O tratamento a ser utilizado varia em complexidade, dependendo dos</p><p>contaminantes presentes na corrente final.</p><p>A melhor forma de lidar com a emissão de gases poluentes na atmosfera e com a geração de</p><p>efluentes hídricos é diminuindo sua produção. Normalmente, existe um controle rígido da eficiência</p><p>energética das unidades de produção e refino, tendo em vista a minimização do consumo de</p><p>matéria-prima e das emissões hídricas e atmosféricas. Ainda assim, sempre haverá, em maior ou</p><p>menor quantidade, alguma emissão a ser tratada antes de sua liberação no meio ambiente.</p><p>Neste capítulo, serão apresentados alguns dos principais tratamentos adotados nas unidades de</p><p>refino do petróleo para que as emissões atmosféricas e hídricas atinjam as menores quantidades de</p><p>contaminantes possíveis. Contudo, lembre-se: mesmo com a adoção das melhores tecnologias de</p><p>tratamento, a atividade industrial sempre gerará algum tipo de impacto ambiental. Assim, a melhor</p><p>estratégia em relação aos resíduos segue sendo a de reduzir, reciclar e reutilizar (3 Rs)!</p><p>Processos de tratamento</p><p>Os processos de tratamento dos derivados produzidos são utilizados para melhorar a qualidade dos</p><p>derivados, por isso eles são também conhecidos como processos de acabamento. Assim como os</p><p>processos de conversão, os processos de acabamento são de natureza química, embora seus objetivos</p><p>não sejam provocar profundas alterações nas frações processadas, mas eliminar os contaminantes</p><p>presentes e estabilizar quimicamente o produto acabado.</p><p>As quantidades e os tipos de impurezas existentes nos derivados são bastante variáveis,</p><p>diferindo conforme o tipo de petróleo e o processo que os produziu. No entanto, pode-se</p><p>afirmar que a quantidade de impurezas é significativamente maior nas frações mais</p><p>pesadas do petróleo, o que dificulta sua remoção.</p><p>Para frações mais leves do petróleo, são empregados processos de tratamento chamados de</p><p>convencionais, que não requerem condições operacionais severas e são relativamente mais simples em</p><p>termos de equipamentos e operação. Esses processos são usados, principalmente, para a redução do</p><p>teor de enxofre dessas frações e a consequente eliminação da corrosividade. Nessa categoria estão os</p><p>processos de tratamento com etanolaminas e de tratamento cáustico, quando aplicados ao gás</p><p>combustível e ao gás liquefeito de petróleo (GLP).</p><p>Para adequação da qualidade de frações leves e médias (naftas, querosene e diesel) ou pesadas</p><p>(gasóleos, lubrificantes, resíduos) do petróleo, os processos mencionados anteriormente mostram-se</p><p>ineficazes para uma profunda remoção dos contaminantes. É necessário, então, lançar mão dos</p><p>processos de hidrotratamento (HDT) ou de hidroacabamento.</p><p>Os processos de tratamento para as frações leves e médias têm maior eficiência, mas operam em</p><p>condições mais severas de temperatura e pressão do que os processos convencionais, apresentando</p><p>custos operacionais mais elevados e maiores investimentos para instalação. Em função das exigências</p><p>ambientais de uma expressiva redução de contaminantes nos produtos, esses processos tornaram-se</p><p>imprescindíveis ao refino moderno e fazem parte de nosso estudo nos tópicos a seguir.</p><p>Tratamento com etanolaminas</p><p>O tratamento com etanolaminas − ou simplesmente tratamento com aminas, como é</p><p>mais conhecido − é um processo específico para a remoção de gás sulfídrico (H2 S) das</p><p>frações leves do petróleo, como o gás combustível e o GLP. Dependendo do tipo da</p><p>etanolamina empregada, é também removido dióxido de carbono (CO2 ) que</p><p>eventualmente possa estar presente na corrente gasosa.</p><p>As etanolaminas de maior utilização neste tipo de tratamento são:</p><p>a monoetanolamina (MEA)</p><p>a dietanolamina (DEA)</p><p>a metil-dimetiletanolamina (MDEA)</p><p>A MEA tem alta reatividade, baixa seletividade (forma compostos não regeneráveis, como COS e CS2 ,</p><p>por exemplo) e alta pressão de vapor (mais volátil). Em função dessas características, a MEA é mais</p><p>utilizada para o tratamento do gás natural e do gás combustível de destilação, que possuem menores</p><p>quantidades de COS, enquanto a DEA é usada para GLP e gases produzidos por craqueamento catalítico.</p><p>As reações típicas da DEA com H2 S e CO2 são apresentadas a seguir:</p><p>(CH2 CH2 OH)2 NH + H2 S (CH2 CH2 OH)2 NH + HS-</p><p>(DEA) (Sal de amina)</p><p>(CH2 CH2 OH)2 NH + CO2 + H2 O (CH2 CH2 OH)2 NH + HCO2 -</p><p>(DEA) (Sal de amina)</p><p>A MDEA, por usa vez, possui maior capacidade de tratamento, o que exige equipamentos menores, por</p><p>ser um produto de maior concentração (pode ser operada com até 45 % em massa, enquanto a DEA é</p><p>operável em torno de 20 %, no máximo). Ela não reage com CO2 (seletiva) e é menos corrosiva</p><p>do que as</p><p>demais aminas, porém tem maior tendência a espumar, é arrastada com maior facilidade e ainda não é</p><p>produzida no Brasil, o que a torna cara (FAHIM; AL-SAHHAF; ELKILANI, 2009).</p><p>O gás sulfídrico, H 2 S, é extremamente tóxico e letal, por isso ele tem que ser retirado</p><p>das frações gasosas mediante tratamentos específicos, como a remoção com aminas, por</p><p>exemplo.</p><p>A grande vantagem do tratamento com aminas consiste na capacidade de regenerá-las. Na regeneração,</p><p>é gerada uma corrente de gás ácido, rico em H2 S, aproveitada para a produção de enxofre em uma</p><p>unidade de recuperação de enxofre (URE).</p><p>O tratamento com aminas é obrigatório junto às unidades de craqueamento catalítico fluido (FCC),</p><p>coqueamento retardado e hidroprocessamento, onde são geradas correntes gasosas com elevadas</p><p>concentrações de H2 S. A Figura 7.1 demonstra um esquema básico de tratamento com aminas do gás</p><p>combustível e do GLP para a remoção de H2 S.</p><p>Figura 7.1 Esquema de uma unidade de tratamento com aminas.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Num esquema usual de tratamento com aminas, a solução aquosa de amina entra pela parte superior da</p><p>coluna de absorção, enquanto o hidrocarboneto a ser tratado é alimentado pela parte inferior da coluna.</p><p>Após permearem a torre, que atua sob alta pressão e baixa temperatura (para favorecer a absorção), os</p><p>gases tratados saem pelo topo da coluna e a amina saturada (dita “amina rica”) é retirada pelo fundo,</p><p>sendo encaminhada para uma coluna de esgotamento e regeneração dela.</p><p>Na coluna de regeneração, sob efeito de altas temperaturas e baixa pressão, o que favorece a dessorção,</p><p>a amina é regenerada (dita “amina pobre”) e encaminhada novamente à etapa de absorção. Assim, o</p><p>processo é do tipo regenerativo, não havendo consumo contínuo da solução de amina.</p><p>No site do Grupo A, você encontra mais detalhes sobre a operação unitária de</p><p>absorção e esgotamento.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quais são as vantagens e as desvantagens do tratamento com etanolaminas?</p><p>O Quadro 7.1 apresenta os prós e contras da utilização do tratamento com aminas.</p><p>Quadro 7.1 Pontos positivos e negativos da utilização de aminas</p><p>Prós Contras</p><p>Base forte para remover o contaminante, porém</p><p>fraca para permitir a regeneração Degradação química com o passar do tempo</p><p>Sistema regenerativo a um custo razoável Degradação térmica em temperaturas pouco acima</p><p>das usadas na etapa de regeneração</p><p>Baixa volatilidade das aminas utilizadas Corrosividade sob certas condições</p><p>O Quadro 7.2, por sua vez, traz um resumo do processo de tratamento com aminas.</p><p>Quadro 7.2 Resumo sobre tratamento com aminas</p><p>Objetivo</p><p>Remover componentes ácidos, principalmente H2 S e CO2 , de correntes gasosas ou</p><p>líquidas de baixa densidade</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>gás combustível</p><p>GLP para tratamento</p><p>Produto(s) gás tratado com baixo teor de H2 S e CO2</p><p>Tratamento cáustico</p><p>O tratamento cáustico é um processo para a eliminação de compostos ácidos de</p><p>enxofre, H2 S e mercaptanos (R-SH) 1 de baixa massa molar, presentes principalmente</p><p>no gás combustível e no GLP, utilizando uma solução aquosa de soda cáustica (NaOH).</p><p>Compostos sulfurados diferentes desses mencionados não podem ser removidos por</p><p>essa rota. Em alguns casos, o tratamento cáustico pode ser usado para o tratamento de</p><p>nafta, mas com baixa eficiência.</p><p>1 Mercaptanos são compostos orgânicos que contêm o grupo tiol (-SH) presente na estrutura.</p><p>O tratamento cáustico é normalmente utilizado após o tratamento com aminas, em que grande parte do H2</p><p>S já foi retirado, sendo útil para converter os R-SH, que são ácidos, em compostos neutros.</p><p>No tratamento cáustico convencional (Figura 7.2), uma das desvantagens do processo é que o</p><p>consumo de soda cáustica pode ser elevado, em função do teor de contaminantes da carga processada,</p><p>isto é, cargas muito ácidas irão consumir muito neutralizante. Além disso, a alta geração de efluentes</p><p>(soda gasta) também conta como um fator negativo. Por isso, o processo tradicional é utilizado apenas</p><p>para frações leves pouco contaminadas ou com pré-tratamento de outros processos.</p><p>Figura 7.2 Esquema de tratamento cáustico convencional.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Para reduzir o consumo de soda e a geração de efluentes, o tratamento cáustico regenerativo (TCR) é</p><p>usado quando o teor de R-SH na carga é elevado. Nessa versão do tratamento, aplicado ao GLP, à nafta e</p><p>ao querosene, os R-SH são transformados em dissulfetos, compostos não corrosivos, e a soda cáustica é</p><p>regenerada e, então, reutilizada no tratamento.</p><p>O tratamento cáustico, como já dito, é utilizado após o tratamento com aminas, a fim de</p><p>minimizar o consumo de soda cáustica. Se o gás a ser tratado tiver poucos</p><p>contaminantes ácidos, é possível utilizar o tratamento cáustico convencional diretamente.</p><p>O TCR apresenta baixo rendimento quando aplicado à nafta ou querosene e não elimina o enxofre da</p><p>fração, apenas o transforma em uma forma mais estável e não ácida, o dissulfeto. Um esquema básico do</p><p>TCR, tomando como exemplo o tratamento do GLP, é apresentado na Figura 7.3.</p><p>Figura 7.3 Esquema de uma unidade de TCR.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>No TCR do GLP, os R-SH ficam retidos pela soda, de acordo com a reação:</p><p>R-SH + NaOH R-SNa + H2 O</p><p>A solução de soda gasta, contendo os R-SH, é regenerada em um reator de oxidação, onde os R-SH são</p><p>convertidos em dissulfetos:</p><p>4R-SNa + 2H2 O + O2 4NaOH + 2R-S-S-R (dissulfeto)</p><p>A mistura reacional, contendo soda e dissulfetos, é encaminhada para um separador de dissulfetos, onde</p><p>ocorre a separação das três fases:</p><p>uma fase aquosa (solução de soda)</p><p>uma fase oleosa (dissulfetos)</p><p>uma fase gasosa, constituída basicamente de excesso de ar utilizado no processo</p><p>É importante observar que a corrente a ser tratada pelo TCR deve estar isenta de H2 S, pois, caso</p><p>contrário, reações não reversíveis, como as seguintes, podem ocorrer:</p><p>H2 S + 2NaOH Na2 S + 2H2 O</p><p>Na2 S + 2O2 + H2 S Na2 S2 O3 + H2 O</p><p>A formação de sais de sódio, como sulfeto e tiossulfato, gera consumo e contaminação</p><p>da soda. A remoção do H2 S pode ser feita com um tratamento cáustico convencional ou</p><p>pelo tratamento com aminas, conforme apresentado anteriormente.</p><p>O Quadro 7.3 apresenta um resumo acerca do que foi dito sobre o tratamento cáustico.</p><p>Quadro 7.3 Resumo sobre tratamento cáustico</p><p>Objetivo Eliminar H2 S, CO2 e RSH dos hidrocarbonetos produzidos</p><p>Carga(s) principal(is)</p><p>gás natural e GLP (principalmente)</p><p>nafta e querosene (baixo rendimento)</p><p>Produto(s) hidrocarbonetos com baixa acidez</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>O que deve ser levado em conta ao optar pelo tratamento cáustico convencional ou pelo TCR?</p><p>Hidrotratamento</p><p>As unidades de HDT passaram a ter grande importância nos esquemas de refino brasileiros na última</p><p>década, quando a exigência por combustíveis “mais limpos” passou a se fazer presente de forma</p><p>consistente no país. Essas unidades, entre outras finalidades, são as principais responsáveis pela redução</p><p>do teor de enxofre nos combustíveis produzidos nas refinarias brasileiras.</p><p>Além da redução do teor de enxofre, o HDT pode ser utilizado para a saturação de hidrocarbonetos</p><p>olefínicos (estabilização, com menor formação de gomas) e aromáticos (aumento do número de cetano do</p><p>diesel). Ele ainda pode ser empregado para a remoção de contaminantes como o nitrogênio, o oxigênio e</p><p>os metais, dependendo do tipo de carga e do objetivo do tratamento. Assim, as unidades de HDT, também</p><p>conhecidas como hidrorrefino, são as responsáveis por:</p><p>reduzir o teor de enxofre nas frações produzidas,</p><p>aumentar a estabilidade das correntes (redução das diolefinas/olefinas e nitrogênio),</p><p>diminuir o teor de compostos aromáticos totais nas frações processadas.</p><p>O HDT pode ser aplicado a quase todas as frações de petróleo, desde nafta até</p><p>frações residuais.</p><p>O HDT é um processo que necessita de grandes quantidades de hidrogênio, por isso só passou a ter</p><p>viabilidade industrial quando a disponibilidade de hidrogênio se tornou mais expressiva, a partir da reforma</p><p>catalítica, na década de 1950. O uso intensivo de processos de HDT foi impulsionado nos últimos anos</p><p>devido a três fatores</p><p>importantes:</p><p>pressão da sociedade para a melhoria da qualidade do ar, exigindo derivados, principalmente</p><p>gasolina e diesel, com menores teores de enxofre, para menor emissão de poluentes (SOx);</p><p>descoberta de petróleos cada vez mais pesados, com teores mais elevados de contaminantes, que</p><p>estão sendo processados nas refinarias mundiais; e</p><p>queda no custo da geração de hidrogênio, o que viabilizou economicamente o HDT, devido à maior</p><p>escala das atuais plantas de geração de hidrogênio e ao uso do gás natural como matéria-prima em</p><p>substituição à nafta utilizada nos projetos antigos.</p><p>No Brasil, desde 1998, foram implantadas muitas unidades de HDT de gasóleos leves oriundos da</p><p>destilação, do craqueamento catalítico e do coqueamento retardado, bem como unidades de HDT de nafta</p><p>de coqueamento retardado e hidrodessulfurização (HDS) de nafta de craqueamento catalítico. Além</p><p>dessas, existem unidades de HDT, de menor porte, para outras frações e produtos, tais como solventes, n-</p><p>parafinas, lubrificantes e parafinas. As reações mais importantes nos processos de hidrorrefino são</p><p>apresentadas na Tabela 7.1.</p><p>Tabela 7.1 Principais reações dos processos de hidrorrefino</p><p>Sigla Finalidade Reação desejada</p><p>HO Saturação de olefinas Olefina + H2 Alcano</p><p>HDA Hidrodesaromatização Aromático + H2 Naftênico</p><p>HDS Hidrodessulfurização Comp. sulfurados + H2 Hidrocarb. + H2 S</p><p>HDN Hidrodesnitrogenação Comp. nitrogenados + H2 Hidrocarb. + NH3</p><p>Sigla Finalidade Reação desejada</p><p>HDO Hidrodesoxigenação Comp. oxigenados + H2 Hidrocarb. + H2 O</p><p>HDM Hidrodesmetalização Comp. organometálicos + H2 Hidrocarb. + Sulfetos metálicos</p><p>HCC Hidrocraqueamento Hidrocarb. pesados + H2 Hidrocarb. de menor massa molar</p><p>Quanto mais contaminada for a fração a ser hidrotratada, mais severas serão as</p><p>condições da unidade de HDT (maiores pressões e temperaturas requeridas).</p><p>Dependendo da fração a ser tratada, as condições operacionais do HDT podem ser mais ou menos</p><p>severas. Saturar ligações duplas de olefinas é mais fácil do que retirar o enxofre dos hidrocarbonetos na</p><p>HDS, que, por sua vez, é muito mais fácil do que retirar nitrogênio na HDN. Quanto mais difícil for o</p><p>processo, maior será a exigência de pressão a ser aplicada, tornando a unidade mais complexa e mais</p><p>cara. A Figura 7.4 apresenta um esquema de HDT de diesel.</p><p>Figura 7.4 Esquema de uma unidade de HDT de diesel.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>De acordo com o esquema da Figura 7.4, o diesel a ser hidrotratado passa por filtros para que sejam</p><p>retidos particulados finos arrastados de outros processos (finos de coque e catalisador de FCC, por</p><p>exemplo). Em seguida, é encaminhado para o vaso de carga, onde as diversas correntes que compõem o</p><p>diesel são misturadas antes do HDT.</p><p>Do vaso de carga, o diesel pré-aquecido segue para o forno, onde recebe uma parcela de gás hidrogênio,</p><p>que minimiza formação de coque no reator (reação paralela indesejável). No reator de HDT ocorrem as</p><p>reações de hidrogenação, tornando o diesel de alta pureza.</p><p>O diesel parcialmente resfriado é encaminhado a um vaso separador de alta pressão. Parte do hidrogênio</p><p>não reagido e gases ácidos são encaminhados para o tratamento com aminas, onde o hidrogênio é</p><p>recuperado e reinjetado no sistema. A fração líquida do vaso de alta pressão segue para o vaso de baixa</p><p>pressão, onde a água ácida é separada dos hidrocarbonetos.</p><p>Na saída do vaso separador de alta pressão, é injetada água de lavagem para solubilizar os sais de</p><p>amônio que se formam, principalmente o bissulfeto de amônio (NH4 HS). Isso evita depósitos desses sais</p><p>nos trocadores de calor à jusante do processo, o que provocaria perda de troca térmica.</p><p>Na torre retificadora, o H2 S (gás ácido) e as frações leves (nafta e GLP) dissolvidas na corrente de diesel</p><p>são retiradas. A nafta e o GLP são separados em uma debutanizadora, enquanto o diesel hidrotratado</p><p>passa por uma secagem para que possa ser encaminhado para o tanque. Assim são produzidos os</p><p>combustíveis com baixíssimo teor de enxofre, como o diesel com apenas 10 mg de enxofre/kg de diesel</p><p>(diesel S10).</p><p>Na Petrobras, a unidade de HDS está relacionada ao HDT da nafta para a gasolina, e</p><p>o processo é controlado para que a hidrogenação atinja o enxofre e as diolefinas</p><p>(precursoras de gomas), porém, mantenha as olefinas e os compostos aromáticos, que</p><p>são responsáveis pela alta octanagem do combustível.</p><p>Já a unidade de HDT está relacionada ao HDT de derivados médios, como o diesel,</p><p>sendo a hidrogenação mais severa; além do enxofre, as olefinas e os aromáticos −</p><p>compostos que diminuem o índice de cetano do diesel combustível − são hidrogenados.</p><p>O Quadro 7.4 resume o que foi visto acerca do HDT.</p><p>Quadro 7.4 Resumo sobre hidrotratamento</p><p>Objetivo</p><p>Tratar com H2 correntes de hidrocarbonetos para a remoção de contaminantes e/ou</p><p>a estabilização.</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>nafta de FCC</p><p>diesel de destilação</p><p>querosene de aviação (QAV)</p><p>óleo leve de reciclo (LCO)</p><p>gasóleos do coqueamento</p><p>naftas do coqueamento</p><p>parafinas</p><p>etc.</p><p>Objetivo</p><p>Tratar com H2 correntes de hidrocarbonetos para a remoção de contaminantes e/ou</p><p>a estabilização.</p><p>Produto(s)</p><p>Hidrocarbonetos hidrotratados, estabilizados e com baixo teor de</p><p>contaminantes</p><p>Processos auxiliares</p><p>Os processos auxiliares de refino são aqueles responsáveis por produzir algum insumo</p><p>imprescindível às unidades de processo e tratamento ou ajustar alguma corrente</p><p>contaminada produzida para que ela possa ser reutilizada ou descartada de forma segura</p><p>e dentro de padrões ambientais preestabelecidos.</p><p>São exemplos de unidades de processos auxiliares produtores de insumos:</p><p>unidade de geração de hidrogênio (UGH)</p><p>unidade de tratamento de água e vapor</p><p>unidade de geração de nitrogênio</p><p>Já os processos auxiliares promotores de ajustes nas correntes gasosas e líquidas contaminadas que são</p><p>geradas em uma unidade de refino são representados pelas seguintes unidades:</p><p>unidade de águas ácidas residuais (UAR)</p><p>unidade de recuperação de enxofre (URE)</p><p>estação de tratamento de efluentes (ETE)</p><p>Essas unidades não produzem hidrocarbonetos para serem vendidos, mas são fundamentais para que os</p><p>processos de refino de um modo geral ocorram. Vamos descrever, a seguir, alguns desses processos,</p><p>aqueles mais comumente presentes nas diversas refinarias brasileiras.</p><p>Geração de hidrogênio</p><p>O hidrogênio (H2 ) é uma matéria-prima importante na indústria petroquímica, sendo usado, por exemplo,</p><p>na síntese de amônia e metanol. Os processos de HDT e hidrocraqueamento (HCC) das refinarias</p><p>também empregam hidrogênio em abundância, e algumas o produzem nas unidades de reforma catalítica.</p><p>No entanto, não sendo possível a síntese de H2 em quantidades suficientes ao consumo, pode-se instalar</p><p>uma UGH, operando segundo reações de oxidação parcial das frações pesadas ou de reforma das</p><p>frações leves com vapor d’água.</p><p>Na reforma com vapor ( steam reforming ), os hidrocarbonetos são rearranjados na presença de vapor</p><p>e catalisadores, produzindo o gás de síntese (CO e H2 ), conforme a reação global (MEYERS, 2003):</p><p>Cn Hm + n H2 O CO + (n + m/2) H2 ΔH> 0</p><p>A reação ocorre num forno reformador, utilizando catalisador à base de níquel, na faixa de temperatura</p><p>entre 650 e 920 °C, e é fortemente endotérmica. Excesso de vapor d’água é utilizado para aumentar o</p><p>rendimento da conversão e evitar a formação de coque no interior do forno reformador e o envenenamento</p><p>do catalisador.</p><p>Uma segunda reação gera mais hidrogênio posteriormente, por meio da reação do CO com o excesso de</p><p>vapor:</p><p>CO + H2 O CO2 + H2 ΔH< 0</p><p>Essa segunda reação ocorre em outro reator (conhecido como reator de shift ), é exotérmica, catalítica e</p><p>de extrema importância, pois gera mais hidrogênio, elimina CO (composto tóxico) e gera calor para pré-</p><p>aquecer água de caldeira.</p><p>Reatores de shift podem ser de baixa (LTS), média (MTS) e alta (HTS) temperatura. Os</p><p>de baixa operam na faixa de 190-250 °C; os de média, na faixa de 200-350 °C; e os de</p><p>alta, de 340 a 450 °C.</p><p>Os gases produzidos na segunda reação, contendo CO2 , H2 e outros contaminantes, podem ser</p><p>absorvidos em MEA,</p><p>em unidades mais antigas, ou passam por peneiras moleculares (PSAs, do inglês</p><p>pressure swing adsorption ), onde o hidrogênio é separado dos demais gases contaminantes.</p><p>A Figura 7.5 apresenta um esquema simplificado de uma UGH que utiliza gás natural como carga e</p><p>peneiramento molecular para separação dos gases produzidos.</p><p>Figura 7.5 Esquema simplificado de uma UGH.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Os gases que saem do reator de shift são resfriados para condensar a água utilizada em excesso nas</p><p>reações. Os demais gases passam pelas PSAs, que consistem em uma combinação de vasos com leitos</p><p>que adsorvem os contaminantes quando submetidos à alta pressão, ao passo que liberam esses</p><p>contaminantes para limpeza do leito à baixa pressão. As PSAs produzem um hidrogênio de altíssima</p><p>pureza (99,9 %), enquanto os gases de purga delas são utilizados no forno que aquece a carga do reator</p><p>de reforma (FAHIM; AL-SAHHAF; ELKILANI, 2009).</p><p>Parte do hidrogênio gerado é misturado com a carga da unidade para eliminar componentes que</p><p>envenenam o catalisador e para minimizar a formação de coque no interior dos reatores, uma reação</p><p>indesejável que reduz a atividade do catalisador e aumenta a perda de carga no reformador. O principal</p><p>veneno para os catalisadores é o enxofre (R-SH), que, no pré-tratamento, reage com o hidrogênio e forma</p><p>H2 S, que é absorvido em leitos de óxidos de zinco (ZnO), impedindo a passagem do enxofre para a</p><p>reforma.</p><p>O hidrocarboneto a ser utilizado na unidade de reforma a hidrogênio pode ser gás natural,</p><p>gás combustível, GLP ou nafta, dependendo da disponibilidade existente na unidade de</p><p>refino. O gás natural é o mais utilizado, por conter menor presença de contaminantes e</p><p>maior relação hidrogênio/carbono e por ter menor tendência de formar coque no interior</p><p>do forno reformador.</p><p>O Quadro 7.5 apresenta um resumo do processo de geração de hidrogênio.</p><p>Quadro 7.5 Resumo sobre geração de hidrogênio</p><p>Objetivo Produzir H2 para as unidades de HDT</p><p>Carga(s) principal(is)</p><p>gás natural</p><p>gás combustível</p><p>GLP</p><p>nafta leve</p><p>Produto(s) H2</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Quais são as duas reações envolvidas na reforma com vapor para geração de hidrogênio? Explique</p><p>brevemente como ocorrem essas reações.</p><p>Tratamento de águas ácidas</p><p>Em uma refinaria, água ácida é basicamente uma água contaminada com ácidos, normalmente ácido</p><p>sulfídrico e ácido clorídrico. No entanto, diversos efluentes solúveis em água, quando produzidos de forma</p><p>contínua, podem ter como destino a UAR. Assim, a água ácida pode também conter, entre outros</p><p>contaminantes amônia, fenol, cianeto e cloreto.</p><p>Dos contaminantes de água ácida, as concentrações de amônia e sulfetos são as</p><p>mais representativas.</p><p>A carga da UAR pode ser proveniente de qualquer unidade de refino que utilize água ou vapor d’água para</p><p>ajuste e purificação de alguma corrente. São exemplos de unidades geradoras de águas ácidas:</p><p>a destilação,</p><p>o FCC,</p><p>o coqueamento retardado e</p><p>o HDT.</p><p>Na UAR, faz-se a retificação da água com uso de vapor d’água em diferentes níveis de pressão,</p><p>produzindo duas correntes gasosas: uma delas rica em amônia, que deve ser queimada em um</p><p>incinerador de amônia; e outra rica em gás sulfídrico, mas que normalmente contém uma significativa</p><p>contaminação de amônia (até 10 % em volume), que é encaminhada diretamente à URE. A água tratada</p><p>pode ser reutilizada nos processos, o que diminui a geração de efluentes hídricos da unidade de refino.</p><p>A Figura 7.6 exemplifica um esquema básico de tratamento de água ácida com a utilização duas torres</p><p>retificadoras (há alguns esquemas que geralmente têm apenas uma torre para tal).</p><p>Figura 7.6 Esquema básico de uma UAR.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>De acordo com o esquema apresentado na Figura 7.6, a água ácida normalmente contém algum resquício</p><p>de hidrocarboneto associado, por isso ela é inicialmente enviada a um tanque de separação, onde a fase</p><p>oleosa, menos densa, flutua sobre a fase aquosa, que é retirada pelo fundo e é aquecida antes de</p><p>ingressar na primeira torre retificadora. A torre retificadora de H2 S é mantida a uma pressão alta o</p><p>suficiente para manter o NH3 absorvido na fase líquida, enquanto o H2 S vaporizado é retirado no topo da</p><p>torre.</p><p>O H2 S que sai pelo topo da retificadora arrasta consigo alguma água, que é resfriada antes de passar por</p><p>um vaso de separação, retornando ao tanque de separação. O H2 S, por sua vez, é encaminhado para a</p><p>URE.</p><p>A água amoniacal gerada na primeira torre é encaminhada para uma segunda torre retificadora, sob</p><p>menor pressão, onde a amônia será vaporizada e separada no vaso de topo para posterior incineração,</p><p>que a converterá em gás nitrogênio (N2 ). Na torre retificadora de amônia, há injeção de soda cáustica</p><p>para facilitar o desprendimento da amônia, pois, em meio alcalino, o íon amônio (NH4 + ) presente na água</p><p>tende a liberar a amônia de acordo com a equação a seguir:</p><p>NH4 + + OH - NH3 + H2 O</p><p>A água retificada produzida na UAR contém ainda um pouco de H2 S e NH3 , mas em</p><p>quantidades muito menores, o que possibilita seu reúso em alguns processos, como na</p><p>dessalgação do petróleo, ou até mesmo seu tratamento final em uma ETE.</p><p>O Quadro 7.6 resume o processo de tratamento de águas ácidas.</p><p>Quadro 7.6 Resumo sobre tratamento de águas ácidas</p><p>Objetivo Remover contaminantes da água para reutilizá-la no processo ou descartá-la com</p><p>segurança</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>correntes aquosas com alto teor de contaminantes, principalmente fenóis, H2</p><p>S e NH3</p><p>Produto(s)</p><p>gás sulfídrico para URE</p><p>amônia para incineração</p><p>água retificada</p><p>Recuperação de enxofre</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Por que as UREs são tão necessárias nas refinarias atualmente? Como elas se relacionam com</p><p>outras unidades de processos?</p><p>Com a implantação dos HDTs nas refinarias e as restrições ambientais cada vez maiores para a emissão</p><p>de SOx na atmosfera, fez-se necessário construir muitas UREs nas refinarias brasileiras. A URE utiliza</p><p>como carga as correntes de H2 S produzidas no tratamento com DEA ou em outras unidades, como as de</p><p>HDT, HCC, reforma catalítica, coqueamento retardado e águas ácidas.</p><p>O H2 S gerado nessas diversas unidades é convertido em enxofre sólido, por meio de reações de</p><p>oxidação e redução seguidas. As reações envolvidas consistem na oxidação parcial do H2 S pelo</p><p>processo Claus modificado, com produção de enxofre elementar, segundo as equações químicas a seguir</p><p>(PASKALL, 1990):</p><p>combustão parcial do gás sulfídrico: 3 H2 S + 3/2 O2 2H2 S + SO2 + H2 O + calor</p><p>formação de enxofre (processo catalítico): 2 H2 S + SO2 3 S + 2 H2 O + calor</p><p>As reações ocorrem basicamente em duas etapas, sendo uma térmica e outra catalítica. Na primeira</p><p>etapa, o gás ácido é queimado em alta temperatura (próxima de 1100 °C) em uma câmara de combustão,</p><p>onde cerca de 60-70 % da conversão total de enxofre é obtida. Uma caldeira recupera o calor gerado no</p><p>processo para produção de vapor. O enxofre produzido é, então, coletado em diversos condensadores em</p><p>série.</p><p>Quando o enxofre é coletado nos condensadores em série, sua temperatura deve ser</p><p>mantida entre 119 e 159 °C, pois abaixo de 119 °C ele solidifica e acima de 159 °C sua</p><p>viscosidade aumenta muito, dificultando seu bombeio.</p><p>A Figura 7.7 apresenta um esquema simplificado de uma URE típica.</p><p>Figura 7.7 Esquema de uma URE típica.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Ao sair da câmara de combustão, a mistura reacional é resfriada em um primeiro condensador. O enxofre</p><p>líquido é encaminhado para um tanque de armazenamento, onde é mantido aquecido para não solidificar,</p><p>enquanto os gases residuais são encaminhados para um queimador (ou reaquecedor, em alguns casos)</p><p>antes de ingressar no primeiro reator com leito catalítico. A temperatura nessa etapa deve ser tal</p><p>(normalmente próxima de 300 °C) que favoreça a hidrólise de alguns derivados de enxofre, como COS e</p><p>CS2 , de acordo com as reações a seguir:</p><p>CS2 + H2 O 2 H2 S + CO2</p><p>COS + H2 O H2 S + CO2</p><p>Tanto o COS quanto o CS2 são compostos indesejados, pois não são convertidos em</p><p>enxofre líquido e inevitavelmente seriam emitidos para a atmosfera, contribuindo para a</p><p>poluição ambiental.</p><p>Os gases que saem do primeiro reator vão para o segundo condensador, e mais uma fração de enxofre</p><p>líquido é retida. O gás que deixa o segundo condensador é enviado ao próximo reaquecedor. A</p><p>temperatura do gás no segundo reator é mantida levemente acima da temperatura de condensação do</p><p>enxofre, em 220 °C (ponto de orvalho do enxofre), favorecendo a reação catalítica, que é exotérmica.</p><p>Como a reação de formação do enxofre em leito catalítico é exotérmica, ou seja, libera calor, quanto mais</p><p>baixa for a temperatura, mais deslocada para a formação de enxofre ela será. Contudo, não se pode</p><p>resfriar o enxofre abaixo de 210 °C, pois ele condensaria dentro do reator, o que é indesejável.</p><p>O gás que deixa o segundo condensador é enviado ao próximo reaquecedor e reator. O ciclo</p><p>aquecimento, novo reator e condensador se repete até o quarto condensador.</p><p>O gás residual flui do último condensador para um incinerador, para garantir que todo o H2 S ainda</p><p>presente seja transformado em SOx (dada a toxicidade do H2 S, ele não pode ir para a atmosfera). Em</p><p>algumas unidades, o gás residual pode ser submetido a uma hidrogenação seguida de tratamento com</p><p>aminas, a fim de aumentar a recuperação de enxofre da corrente de gás residual (Figura 7.8).</p><p>Figura 7.8 Esquema de tratamento do gás residual ( tail gas ).</p><p>Fonte: O autor.</p><p>O enxofre líquido armazenado no tanque é mantido entre 125 e 135 °C para minimizar a quantidade de</p><p>enxofre presente na fase vapor e garantir uma viscosidade adequada para escoamento.</p><p>Em uma URE, mais de 95 % do H2 S é recuperado como enxofre líquido de pureza</p><p>superior a 99 %, minimizando consideravelmente as emissões de enxofre para a</p><p>atmosfera.</p><p>O Quadro 7.7 mostra um resumo acerca do processo de recuperação de enxofre.</p><p>Quadro 7.7 Resumo sobre recuperação de enxofre</p><p>Objetivo Minimizar a emissão de SOx e recuperar o enxofre das correntes gasosas</p><p>Carga(s)</p><p>principal(is)</p><p>gás ácido (rico em H2 S) das unidades de tratamento de águas ácidas, tratamento</p><p>com aminas e tratamento cáustico regenerativo</p><p>Produto(s) enxofre</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Explique as diferenças gerais abordadas neste capítulo entre os processos de tratamento de frações</p><p>muito leves do petróleo e os processos de tratamento de frações leves, médias e pesadas.</p><p>2. Sobre o tratamento com aminas, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) A MEA é muito utilizada para o tratamento de gases produzidos por craqueamento catalítico.</p><p>( ) A regeneração de aminas gera gás ácido, que é empregado em UREs.</p><p>( ) A baixa volatilidade das aminas usadas é um dos contras deste tipo de tratamento.</p><p>( ) O tratamento de remoção com aminas não é recomendado para retirar o gás sulfídrico das</p><p>frações gasosas.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. F – F – V − V</p><p>B. V – V – F − F</p><p>C. F – V – V − F</p><p>D. V – F – F − V</p><p>3. Quanto ao HDT, assinale a alternativa correta.</p><p>A. A aplicação do HDT se restringe às frações leves do petróleo.</p><p>B. No processo de hidrorrefino, a reação desejada do HCC gera hidrocarbonetos de alta massa</p><p>molar.</p><p>C. Retirar nitrogênio na HDN é mais fácil do que retirar o enxofre dos hidrocarbonetos na HDS.</p><p>D. A queda no custo da geração do hidrogênio foi um dos fatores impulsionadores para o uso</p><p>intensivo de processos de HDT.</p><p>4. Quanto ao tratamento de águas ácidas, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. Entre os contaminantes da água ácida estão o ácido clorídrico e o cianeto.</p><p>II. Na UAR, uma das correntes gasosas produzidas pela retificação da água com uso de vapor</p><p>d’água em diferentes níveis de pressão é rica em amônia, e ela deve ser encaminhada</p><p>diretamente à URE.</p><p>III. A água retificada produzida na UAR contém ainda pequenas quantidades de gás sulfídrico e</p><p>amônia.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a I e a III.</p><p>C. Apenas a II e a III.</p><p>D. A I, a II e a III.</p><p>5. Com relação à recuperação de enxofre, considere as temperaturas a seguir.</p><p>I. 117 °C</p><p>II. 132 °C</p><p>III. 145 °C</p><p>IV. 161 °C</p><p>Quais alternativas apresentam temperaturas recomendáveis para o enxofre no momento em que ele é</p><p>coletado nos condensadores em série?</p><p>A. Apenas a I e a IV.</p><p>B. Apenas a II e a III.</p><p>C. Apenas a I, a II e a III.</p><p>D. Apenas a II, a III e a IV.</p><p>Respostas: 2. C; 3. D; 4. B; 5. B</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>BRASIL, N. Í. do; ARAÚJO, M. A. S.; SOUZA, E. C. M. de. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus</p><p>derivados, processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente. Rio de Janeiro: LTC, 2011.</p><p>FAHIM, M.; AL-SAHHAF, T.; ELKILANI, A. Fundamentals of petroleum refining. Oxford: Elsevier, 2009.</p><p>MEYERS, R. A. Handbook of petroleum refining processes. 3rd ed. New York: McGraw-Hill, 2003.</p><p>PASKALL, H. G. Reaction furnace chemistry and operational models. Calgary: Sulphur Recovery, Western Research,</p><p>1990.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>FARAH, M. A. Petróleo e seus derivados: definição, constituição, aplicação, especificações, características de</p><p>qualidade. Rio de Janeiro: LTC, 2012.</p><p>GAUTO, M. Petróleo SA: exploração, produção, refino e derivados. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2011.</p><p>JONES, D. S. J.; PUJADÓ, P. R. Handbook of petroleum processing. Holanda: Springer, 2006.</p><p>SZKLO, A. S.; ULLER, V. C. (Org.). Fundamentos de refino de petróleo: tecnologia e economia. 2. ed. Rio de Janeiro:</p><p>Interciência, 2008.</p><p>CAPÍTULO 8</p><p>Utilidades de processo</p><p>Messias Candido Amaral</p><p>Nos diversos processos que estudamos anteriormente e que compõem a produção e o refino do</p><p>petróleo e do gás, são requeridas grandes quantidades de água, vapor d’água, ar comprimido e</p><p>eletricidade − insumos fundamentais, sem os quais não se produz ou refina os hidrocarbonetos.</p><p>Por se tratar de componentes indispensáveis às unidades de processo, esses insumos</p><p>normalmente são produzidos internamente para o atendimento às necessidades das plantas de</p><p>processos existentes.</p><p>Neste capítulo, serão apresentados os métodos típicos de produção de água, vapor, ar</p><p>comprimido e energia elétrica no contexto das unidades de produção e refino de petróleo, no que</p><p>concerne à chamada produção de “utilidades de processo”. Serão abordados, ainda, os</p><p>principais processos de tratamento de efluentes.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Reconhecer os diversos usos da água nas unidades de produção e refino.</p><p>Conceituar as tecnologias adotadas no tratamento de água.</p><p>Identificar as principais impurezas presentes na água e como elas são eliminadas.</p><p>Responder como é possível produzir energia elétrica a partir de vapor d´água.</p><p>Discutir sobre o uso do ar comprimido em instalações industriais.</p><p>Diferenciar as tecnologias adotadas no tratamento de efluentes industriais.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>A importância da água nas utilidades de processo</p><p>A água desempenha um papel fundamental dentro dos diversos processos existentes na indústria do</p><p>petróleo, participando desde a etapa de produção de óleo e gás até a etapa final de refino. Ela</p><p>contribui para que a produção seja realizada com segurança, confiabilidade, eficiência, conformidade</p><p>ambiental e custo global de operação otimizado.</p><p>A injeção de água na produção de óleo é um método utilizado em várias regiões do mundo e</p><p>objetiva aumentar a pressão do reservatório, deslocar o óleo do reservatório e, consequentemente,</p><p>estimular a produção. Normalmente, apenas 30 % do óleo de um reservatório é extraído, porém a</p><p>injeção de água aumenta essa porcentagem (conhecida como fator de recuperação) e mantém a</p><p>taxa de produção de um reservatório por um período mais longo.</p><p>A água também é um componente importante da técnica de estimulação de poços denominada</p><p>fraturamento hidráulico. Essa técnica utiliza um líquido altamente pressurizado – constituído,</p><p>geralmente, de 90 % de água, 9,5 % de areia granulada e 0,5 % de produtos químicos – para criar</p><p>fraturas na formação de rochas, permitindo que petróleo, gás e salmoura fluam mais livremente.</p><p>As fontes de águas utilizadas para a recuperação de óleo abrangem:</p><p>água produzida (subproduto da extração de óleo e gás do reservatório)</p><p>água do mar (plataformas marítimas de produção)</p><p>água de aquífero</p><p>água de rio</p><p>O nível e o tipo de contaminantes presentes na água de injeção (hidrocarbonetos, sólidos dissolvidos</p><p>e suspensos, microrganismos) são ajustados por meio das tecnologias de tratamento de água</p><p>existentes. Isso visa minimizar tanto a corrosão quanto a incrustação nos processos e aumentar a</p><p>eficiência de produção de óleo (BENNION et al., 1996).</p><p>Nas refinarias de petróleo, a água é utilizada para aquecimento, resfriamento e processamento.</p><p>Portanto, ela se constitui, indiscutivelmente, num componente muito importante nas operações de</p><p>processo.</p><p>Uma refinaria pode ser suprida com água retirada de uma variedade de fontes, e os processos de</p><p>tratamento empregados para condicioná-la para a aplicação nos diversos sistemas variam de acordo</p><p>com o seu uso final. Como exemplo, uma fonte de água subterrânea pode requerer pouco ou</p><p>nenhum tratamento, enquanto águas de superfície podem exigir um conjunto de operações unitárias</p><p>para prepará-las.</p><p>Os tipos de impurezas, os problemas a elas relacionados e as tecnologias de tratamento de água</p><p>mais utilizadas serão abordados no desenvolvimento deste capítulo.</p><p>Conceitos e processos básicos de tratamento</p><p>de água</p><p>A água utilizada na produção e no refino de petróleo é captada de mananciais em seu estado bruto, ou</p><p>seja, contém impurezas que devem ser removidas por meio de tratamentos específicos. Os processos</p><p>mais típicos envolvem a clarificação da água bruta, mediante coagulantes químicos, decantação, filtração,</p><p>remoção de íons específicos e até mesmo a necessidade de retirada quase total dos íons dissolvidos na</p><p>água.</p><p>Os objetivos de qualidade da água das plantas de tratamento de água industrial podem</p><p>variar consideravelmente, dependendo da qualidade da água afluente, da finalidade de</p><p>uso para a água tratada e dos custos dos processos de tratamento usados.</p><p>A seguir, veremos como alguns desses processos são realizados e quais são as tecnologias normalmente</p><p>utilizadas para que a água fique apropriada para o uso industrial.</p><p>Clarificação da água bruta</p><p>As duas fontes básicas de água para aplicações industriais − água de superfície (rios, lagos, barragens)</p><p>e água subterrânea (poços) − contêm impurezas que devem ser removidas antes de sua utilização para</p><p>prevenir problemas operacionais nos equipamentos existentes nos circuitos dos sistemas industriais.</p><p>Todas as fontes de água são diferentes; cada uma contém diversas quantidades de materiais orgânicos e</p><p>inorgânicos. Esses materiais podem ser:</p><p>sólidos suspensos (p. ex., argila e silte)</p><p>sólidos solúveis (p. ex., cor dissolvida, dureza e sílica)</p><p>A clarificação da água depende da aplicação dos princípios de coagulação e floculação.</p><p>A superfície de cada partícula de sólidos suspensos na água desenvolve uma carga elétrica negativa,</p><p>repelindo partículas vizinhas. A coagulação envolve a neutralização da carga elétrica, permitindo que as</p><p>partículas colidam. Essas colisões, por sua vez, combinam as partículas em pequenos grupos, chamados</p><p>de flocos. A formação de flocos é chamada de floculação. Idealmente, a floculação ocorre até que os</p><p>flocos se tornem grandes o bastante para sedimentar a suspensão no menor espaço de tempo possível</p><p>(POWELL, 1954).</p><p>A planta de tratamento de água fornece coagulação e floculação eficientes da água bruta ao adicionar</p><p>alguns produtos químicos, assim como uma mistura turbulenta de água tratada quimicamente.</p><p>O local onde é realizado o condicionamento da água bruta é conhecido como estação de</p><p>tratamento de água (ETA), e os produtos químicos comuns utilizados para coagulação e</p><p>floculação incluem sais de metais baseados em alumínio ou ferro, assim como</p><p>polímeros orgânicos.</p><p>Ocasionalmente, pode-se optar pela utilização de filtros para a clarificação da água bruta, passando-a</p><p>através de membranas de ultrafiltração (UF) ou microfiltração (MF). Esses processos podem filtrar a</p><p>limites com níveis de turbidez tão baixos quanto 0,1 NTU (unidade nefelométrica de turbidez).</p><p>A água bruta pode ser filtrada através desses processos de membranas com ou sem prévio tratamento,</p><p>dependendo da quantidade das partículas menores presentes na água bruta. Se a água bruta tiver muito</p><p>particulado fino em suspensão, as membranas do filtro certamente ficarão obstruídas rapidamente. Assim,</p><p>é comum que a coagulação/floculação seja realizada anteriormente para minimizar a deposição sobre a</p><p>membrana causada por micropartículas e melhorar a qualidade do filtrado. Os processos de filtração serão</p><p>abordados com mais profundidade na seção a seguir.</p><p>Os processos de UF e MF não removem os sais dissolvidos!</p><p>A clarificação da água bruta tem como subproduto indesejável o acúmulo de lodo, gerado durante a</p><p>sedimentação dos flocos produzidos. Dessa forma, o lodo é acumulado durante o processo de tratamento</p><p>da água bruta, e há um custo de disposição do resíduo a ser considerado.</p><p>Uma planta convencional típica de clarificação da água é mostrada na Figura 8.1.</p><p>Figura 8.1 Planta de clarificação convencional com instalação de tratamento do lodo.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>No tratamento convencional da água, os sólidos suspensos e a cor são as duas</p><p>principais impurezas removidas durante a etapa de clarificação. Por meio de várias</p><p>técnicas de clarificação, ferro, manganês e sílica também podem ser parcialmente</p><p>removidos.</p><p>Os sólidos totais dissolvidos (STDs) não são reduzidos na clarificação da água. Eles, inclusive, podem</p><p>aumentar se os sais de ferro e alumínio forem usados, e o teor de cloreto aumentará se a água for clorada</p><p>(desinfecção da água).</p><p>Filtração da água clarificada</p><p>A água clarificada obtida na ETA possui finos sólidos suspensos remanescentes do processo de</p><p>floculação e sedimentação. A remoção mais efetiva desses sólidos se dá por meio da operação unitária</p><p>denominada filtração.</p><p>A filtração da água é o processo de remoção de sólidos suspensos pela passagem da</p><p>água através de materiais granulares porosos ou de membranas.</p><p>Filtração granular</p><p>Os filtros de areia, comumente utilizados, são unidades de filtração do tipo granular que atuam como etapa</p><p>final de polimento antes que a água seja direcionada ao usuário. Os filtros granulares podem ser de meio</p><p>simples ou múltiplo e estão disponíveis em três categorias:</p><p>gravidade (vários tipos)</p><p>pressão</p><p>fluxo ascendente</p><p>Filtração por membrana</p><p>A filtração por membrana é uma técnica de filtração de superfície, na qual os sólidos (dissolvidos e</p><p>suspensos, dependendo do processo por membrana) são separados do líquido por uma membrana</p><p>semipermeável. Os processos por membrana de uso mais comum para a filtração da água são</p><p>apresentados no Quadro 8.1.</p><p>Quadro 8.1 Processos por membrana mais recorrentes para a filtração da água</p><p>Processo Sigla Tamanho do</p><p>poro Base de separação Contaminantes</p><p>removidos</p><p>Microfiltração MF 0,1-10 μm Separação com base no tamanho e</p><p>no formato das partículas.</p><p>Bactérias</p><p>Partículas</p><p>Protozoários</p><p>Vírus</p><p>Algas</p><p>Ultrafiltração UF 0,01-0,1 μm Separação com base no tamanho e</p><p>no formato das partículas.</p><p>Bactérias</p><p>Vírus</p><p>Coloides</p><p>Proteínas</p><p>Algas</p><p>Polissacarídeos</p><p>Protozoários</p><p>Processo Sigla Tamanho do</p><p>poro Base de separação Contaminantes</p><p>removidos</p><p>Nanofiltração NF 0,001-0,01 μm</p><p>Solutos separados com base no</p><p>tamanho molecular, na taxa de</p><p>difusão, e nas interações repulsivas</p><p>eletrostáticas com membrana.</p><p>Cor</p><p>Pesticidas</p><p>Íons di e</p><p>trivalentes</p><p>Moléculas que</p><p>conferem cor e</p><p>gosto à água</p><p>Osmose</p><p>reversa RO Menor do que</p><p>0,001 μm</p><p>Solutos separados principalmente</p><p>por mecanismo de difusão.</p><p>Íons</p><p>monovalentes</p><p>Moléculas</p><p>orgânicas</p><p>pequenas</p><p>A força propulsora para a filtração da água nos processos do Quadro 8.1 é a pressão positiva ou o vácuo</p><p>(somente para membranas UF e MF submersas) aplicados através da membrana.</p><p>Para a remoção dos sólidos suspensos e de material coloidal, os processos MF e UF</p><p>são usados. Para adicional purificação de água, se necessário, os processos NF</p><p>(remoção de dureza e de cor) e RO (remoção de sais dissolvidos e pequenas</p><p>moléculas orgânicas) são usados.</p><p>Utilização</p><p>A água filtrada é uma corrente</p><p>de água que servirá para:</p><p>abastecimento dos sistemas de refrigeração;</p><p>limpeza de tanques e equipamentos;</p><p>injeção em torres retificadoras, nas unidades de processo.</p><p>Quando devidamente desinfectada, essa corrente normalmente pode ser utilizada como água potável</p><p>(necessita de ensaios adicionais de potabilidade, de acordo com a legislação vigente).</p><p>Desmineralização da água</p><p>Como descrito anteriormente, a água filtrada ainda contém sais dissolvidos em sua composição. Para</p><p>alguns equipamentos e processos específicos, isso representa um grande problema, de modo que é</p><p>necessária a produção de uma água ultrapura, por meio da “desmineralização da água”. A água</p><p>desmineralizada é amplamente utilizada para a alimentação de caldeiras de alta pressão, em virtude da</p><p>sua alta pureza.</p><p>A desmineralização, quando aplicada ao tratamento de água, é a remoção de</p><p>essencialmente todos os sais inorgânicos por meio de resinas de troca iônica e de</p><p>membranas de RO em configurações que contemplam as duas tecnologias. A</p><p>combinação dessas duas tecnologias pode ser motivada por fatores econômicos e</p><p>técnicos.</p><p>Os fatores econômicos que afetam o ponto de equilíbrio e a taxa de retorno de investimento do projeto</p><p>para desmineralização da água incluem:</p><p>produtos químicos,</p><p>resinas,</p><p>membranas,</p><p>energia,</p><p>trabalho operacional,</p><p>manutenção,</p><p>itens relacionados ao capital.</p><p>Em algumas situações, os aspectos técnicos podem prevalecer na tomada de decisão, como a</p><p>conformidade com as regulações ambientais que exigem redução de volume de descarte de regenerantes</p><p>e/ou uma alta variação na qualidade da água a ser desmineralizada (COKER; BEARDSLEY; WHIPPLE,</p><p>1994).</p><p>Os sistemas de desmineralização somente funcionarão de modo eficiente se o</p><p>suprimento de água estiver livre de matéria suspensa e materiais oxidantes, como o</p><p>cloro.</p><p>A utilização de resinas trocadoras de íons e as membranas de RO são as técnicas mais amplamente</p><p>utilizadas na obtenção de água desmineralizada.</p><p>Desmineralização por resinas trocadoras de íons</p><p>O sistema de desmineralização com resinas consiste em um ou mais vasos contendo, no mínimo, uma</p><p>resina de troca fortemente catiônica e uma resina de troca fortemente aniônica. À medida que a água</p><p>passa através da resina, ocorre a troca iônica, removendo da água os íons almejados e substituindo-os</p><p>por íons mais desejados que foram carregados na resina.</p><p>A troca iônica é a transferência reversível de íons entre um sólido e um líquido sem</p><p>alteração na estrutura do sólido.</p><p>Quais íons são carregados na resina e quais íons são trocados são determinados pelo tipo de regenerante</p><p>usado e pelo tipo de resina colocada no vaso. Uma vez saturados os sítios de troca da resina, eles podem</p><p>ser recarregados por meio de um processo chamado de regeneração. A Figura 8.2 ilustra o ciclo de</p><p>serviço e de regeneração em um processo de troca do íon metálico monovalente em resina fortemente</p><p>catiônica.</p><p>Figura 8.2 Representação de troca iônica em serviço e na regeneração.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Desmineralização por osmose reversa</p><p>A RO, como mostrado no diagrama na Figura 8.3, é o inverso do processo osmótico natural realizado pela</p><p>aplicação de pressão suficiente para ultrapassar a pressão osmótica da solução mais concentrada. Essa</p><p>pressão força a passagem da água pela membrana semipermeável, concentrando, assim, de forma</p><p>crescente, a água em um lado da membrana e aumentando o volume de água com uma menor</p><p>concentração de sólidos dissolvidos no lado oposto (permeado; APPLEGATE, 1984).</p><p>Figura 8.3 Esquemas conceituais da osmose e da RO.</p><p>Fonte: Adaptada de Rohelper (2016).</p><p>O meio filtrante da membrana normalmente é fabricado de matéria-prima de superfície plana ou como</p><p>fibras ocas. Depois, é configurado em um dos diferentes tipos de módulos de membrana.</p><p>Um módulo de membrana representa a menor unidade de filtração dentro de um</p><p>sistema de membranas.</p><p>Os sistemas de RO usam módulos com membrana semipermeável enrolada em espiral por ser uma</p><p>configuração muito eficiente para remover sólidos dissolvidos, como exibido na Figura 8.4.</p><p>Figura 8.4 Diagrama de um módulo de membrana enrolada em espiral.</p><p>Fonte: Gauto e Rosa (2013).</p><p>O módulo é, então, alocado em vasos de pressão, os quais podem conter um ou mais módulos em série</p><p>dentro e com arranjo em paralelo, como exemplificado e mostrado na Figura 8.5.</p><p>Figura 8.5 Configuração (3M) com três módulos em série e vasos de pressão em paralelo.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Utilização</p><p>A água desmineralizada produzida por processos de troca iônica ou RO é adequada para</p><p>a alimentação dos sistemas de caldeiras e geradores de vapor das unidades de</p><p>produção e refino, pois evita incrustação, depósitos e corrosão nas seções pré-caldeira,</p><p>caldeira, vapor e condensado, além de fornecer a pureza de vapor usualmente exigida.</p><p>O tratamento com água desmineralizada, quando bem feito, minimiza os riscos de problemas operacionais</p><p>ou paradas não programadas, além de prover segurança, economia e confiabilidade ao processo. O</p><p>Quadro 8.2 relaciona os problemas causados pela presença excessiva de impurezas indesejáveis na água</p><p>de reposição para caldeiras e geradores de vapor d’água (DREW PRODUTOS QUÍMICOS LTDA, 1974).</p><p>Quadro 8.2 Impurezas e problemas relacionados a sua presença na água</p><p>Contaminante Corrosão Depósitos e incrustações Arraste</p><p>Cálcio Não Sim Não</p><p>Magnésio Não Sim Não</p><p>Carbonato Sim Sim Não</p><p>Bicarbonato Sim Sim Não</p><p>Sílica Não Sim Volatilização</p><p>Sólidos dissolvidos Não Não Sim</p><p>Sólidos suspensos Não Sim Sim</p><p>Matéria orgânica Não Sim Sim</p><p>Ferro Não Sim Não</p><p>Gases dissolvidos Sim Não Não</p><p>Resumo sobre os processos de tratamento de água</p><p>No Quadro 8.3, são mostrados alguns dos sistemas de tratamento mais comumente empregados na</p><p>seção anterior à caldeira para reduzir ou remover impurezas presentes na água.</p><p>Quadro 8.3 Sistemas de tratamento para remover/reduzir o teor de contaminantes da água</p><p>Sistema de tratamento Processo(s)</p><p>envolvido(s) Finalidade</p><p>Sistema de tratamento Processo(s)</p><p>envolvido(s) Finalidade</p><p>Físico-químico</p><p>Coagulação</p><p>Floculação</p><p>Oxidação</p><p>Remover matéria orgânica, sólidos</p><p>suspensos e cor</p><p>Desmineralização, via resinas</p><p>de trocas de íons</p><p>Troca iônica por H +</p><p>, OH -</p><p>Remover cátions e ânions presentes na</p><p>água</p><p>Desmineralização via osmose</p><p>reversa</p><p>Permeação através</p><p>de membrana Remover sólidos totais dissolvido (STD)</p><p>Desaeração mecânica</p><p>Degaseificação</p><p>térmica</p><p>Remover gases indesejáveis,</p><p>principalmente o oxigênio dissolvido</p><p>A configuração dos sistemas de tratamento de água para reposição de caldeiras depende</p><p>dos requisitos de pureza da água tratada para atender ao sistema de caldeira. Quanto</p><p>maior a pressão de operação da caldeira, mais pura deve ser a água de reposição e,</p><p>portanto, mais complexa é a configuração do sistema de tratamento da água de</p><p>reposição.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Explique brevemente como ocorrem os processos de coagulação e floculação na clarificação da</p><p>água bruta.</p><p>2. Por que se afirma que a RO é o inverso do processo osmótico natural? Faça uma comparação</p><p>entre esses dois tipos de osmose.</p><p>Geração de vapor d’água</p><p>O sistema de geração de vapor é a principal fonte de energia na indústria de petróleo, uma vez que o</p><p>vapor é usado para:</p><p>acionar bombas, turbinas e compressores;</p><p>aquecer correntes de processo;</p><p>gerar energia elétrica; e</p><p>retificar água ácida (ver seção sobre tratamento de águas ácidas no Capítulo 7).</p><p>O vapor de água é produzido em um gerador de vapor ou caldeira, que é um trocador de calor complexo</p><p>aquecido pela queima de um combustível, como óleo ou gás (PERA, 1966). A água entra em ebulição no</p><p>interior da caldeira ou gerador de vapor, e o vapor é descarregado em temperatura e pressão controladas,</p><p>normalmente altas. Vapor adicional é gerado em caldeiras de recuperação de calor e de calor de</p><p>processo, as quais são encontradas em toda a refinaria, nas várias unidades de processo.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Com a vaporização da água, como é possível evitar as incrustações e depósitos dos sólidos que</p><p>estavam dissolvidos na água?</p><p>À medida que o vapor deixa a água em ebulição, os sólidos</p><p>dissolvidos originalmente na água</p><p>permanecem na caldeira e se concentram nela, podendo atingir níveis que podem causar incrustações ou</p><p>depósitos. A água altamente concentrada é removida através de descarga ou purga da caldeira, em</p><p>regime contínuo ou intermitente.</p><p>A Figura 8.6 apresenta um esquema simplificado de obtenção de vapor em uma caldeira.</p><p>Figura 8.6 Esquema simplificado de obtenção de vapor em uma caldeira.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>No site do Grupo A você encontra mais detalhes sobre geradores de vapor e caldeiras.</p><p>O Quadro 8.4 mostra os programas de tratamento mais utilizados na seção caldeira para:</p><p>prevenir a formação de depósitos e incrustações;</p><p>minimizar a corrosão nas linhas e equipamentos;</p><p>evitar a contaminação do vapor gerado por causa de arraste da água da caldeira.</p><p>Quadro 8.4 Programas comuns de tratamento químico da água da caldeira</p><p>Programa de</p><p>tratamento Base química Finalidade</p><p>Convencional</p><p>Fosfato Precipitar cálcio, tamponar pH.</p><p>Álcali Fornecer alcalinidade requerida.</p><p>Polímeros dispersantes Dispersar sais, íons e óxidos de metal.</p><p>Quelante Complexar íons metálicos.</p><p>Supressor de oxigênio Inibir corrosão por oxigênio dissolvido.</p><p>Antiespumante Evitar espuma.</p><p>Aminas neutralizantes Inibir corrosão por ácido carbônico.</p><p>Dispersante e</p><p>solubilizante</p><p>Polímeros dispersantes Dispersar sais, íons e óxidos de metal.</p><p>Quelante Complexar íons metálicos.</p><p>Supressor de oxigênio Inibir corrosão por oxigênio dissolvido.</p><p>Antiespumante Evitar espuma.</p><p>Aminas neutralizantes Inibir corrosão por ácido carbônico.</p><p>Volátil</p><p>Aminas neutralizantes Elevar pH, neutralizar acidez do</p><p>condensado.</p><p>Amina supressora de oxigênio</p><p>dissolvido Inibir corrosão, reduzir óxidos metálicos.</p><p>Noções de produção de energia elétrica por</p><p>meio de turbogeradores</p><p>O vapor superaquecido produzido em caldeiras, além de fornecer calor aos diversos processos existentes</p><p>nas instalações de produção e refino, pode ser utilizado para produzir energia elétrica por meio de</p><p>turbogeradores.</p><p>Um turbogerador contém uma turbina (a gás ou a vapor) que está conectada a um</p><p>gerador, que converte energia mecânica (de rotação da turbina) para energia elétrica.</p><p>Turbogeradores a gás</p><p>O turbogerador a gás é composto por quatro componentes principais (Figura 8.7):</p><p>Figura 8.7 Diagrama simplificado de circuito com turbogerador a gás.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>compressor</p><p>câmara de combustão</p><p>turbina a gás</p><p>gerador elétrico</p><p>O ar comprimido é queimado junto ao gás na câmara de combustão, passando-se a expandir na turbina a</p><p>gás que se encontra permanentemente acoplada ao gerador elétrico, o qual transforma energia mecânica</p><p>em energia elétrica. Os gases resultantes da combustão, após a expansão na turbina são exauridos à</p><p>atmosfera ou para uma caldeira de recuperação (cogeração).</p><p>Turbogeradores a vapor</p><p>No caso do turbogerador a vapor, o vapor de alta pressão produzido na caldeira aciona a turbina a vapor,</p><p>que se encontra permanentemente acoplada ao gerador elétrico. Esse gerador converte a energia</p><p>mecânica em energia elétrica.</p><p>O vapor de água, depois de produzir trabalho no turbogerador a vapor, torna-se líquido novamente no</p><p>condensador. Para esse fim, utiliza-se água de circulação, que resfria o condensador e rejeita à atmosfera,</p><p>por meio das torres de resfriamento, a energia derivada da condensação do vapor.</p><p>A Figura 8.8 ilustra a configuração típica do sistema.</p><p>Figura 8.8 Diagrama simplificado de circuito com turbogerador a vapor.</p><p>Fonte: Adaptada de Viabilidade ... (2015).</p><p>Cogeração</p><p>A produção, o processamento e o refino de óleo e gás integram um processo com uso intensivo de</p><p>energia, e uma fonte segura, confiável e econômica de energia é vital para assegurar operações</p><p>lucrativas. A recuperação de calor aumenta a economia operacional de uma instalação por meio do</p><p>conceito conhecido como cogeração ou ciclo combinado de calor e eletricidade, que maximiza a</p><p>eficiência energética para valores acima de 90 %. Esse conceito fornece a eletricidade necessária para o</p><p>processo de produção ou de refino e, ao mesmo tempo, produz quase todo o vapor requerido.</p><p>O calor residual existente no exausto de uma turbina a gás pode ser recuperado e usado</p><p>para produzir o vapor requerido para injeção ou para aquecer outros fluidos que</p><p>podem ser usados nas operações (Figura 8.9).</p><p>Figura 8.9 Diagrama simplificado de um turbogerador a gás com caldeira de recuperação.</p><p>Fonte: Adaptada de Rabah (2000).</p><p>A alta proporção de oxigênio nos gases exaustos de uma turbina a gás oferece a opção de instalar um</p><p>queimador de duto a fim de incrementar a produção de vapor para níveis mais elevados. O vapor gerado</p><p>nessas condições pode ser reaproveitado em uma turbina de contrapressão acoplada a um gerador,</p><p>produzindo quantidade adicional de energia. Isso garante uma grande porcentagem (ou potencialmente</p><p>toda) da eletricidade exigida pelas operações, enquanto ainda permite que o vapor seja distribuído a uma</p><p>pressão suficientemente alta para minimizar a produção de condensado (SIEMENS, 2012).</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>1. Quais são as diferenças de processo entre os turbogeradores a gás e os turbogeradores a vapor?</p><p>2. Qual é o benefício da presença da caldeira de recuperação em um sistema com turbogerador a</p><p>gás?</p><p>Sistemas de resfriamento</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Quais são as características da água que a levam a ser tão utilizada pela indústria para fins de</p><p>refrigeração?</p><p>A maioria dos processos industriais conta com equipamentos ou processos que, se a temperatura não</p><p>estiver correta, não terão desempenho apropriado ou eficiente. Os sistemas de água de resfriamento</p><p>controlam essas temperaturas, transferindo o calor dos fluidos quentes dos processos para a água. A</p><p>água é o fluido refrigerante mais usado na indústria pelo fato de ser fácil de manusear e transportar de um</p><p>local para outro e, também, por reter mais calor do que qualquer outro líquido, ser atóxica e</p><p>ambientalmente segura.</p><p>Como consequência do fato de a água, em seu estado natural, conter impurezas como sais dissolvidos,</p><p>gases, lodo, matéria orgânica e microrganismos, ela pode promover problemas de corrosão, deposição,</p><p>incrustação e crescimento microbiológico, conforme já citado. Os problemas mencionados afetam</p><p>negativamente a eficiência da troca térmica, causam desperdício de energia e, nas situações mais graves,</p><p>causam falhas em equipamentos e paradas não programadas, a menos que a água seja adequadamente</p><p>tratada.</p><p>Para minimizar os problemas ligados às impurezas da água e os riscos a eles associados,</p><p>programas de tratamento químico contendo inibidores de corrosão e incrustação e</p><p>microbicidas têm sido desenvolvidos e aplicados aos circuitos de água de resfriamento.</p><p>Isso visa promover a devida proteção dos circuitos e equipamentos servidos com água de</p><p>resfriamento.</p><p>Os sistemas de resfriamento em uma refinaria são similares àqueles encontrados em muitas plantas de</p><p>manufatura e incluem circuitos:</p><p>de uma só passagem;</p><p>fechados com recirculação;</p><p>abertos com recirculação.</p><p>Os circuitos de uma só passagem são raros hoje em dia, em razão da escassez de água fresca e dos</p><p>grandes volumes necessários para atender a tal tipo de sistema. Os três sistemas podem ser encontrados</p><p>na refinaria, e o sistema aberto é o que atende à maior demanda para resfriamento de processo.</p><p>Sistemas de uma só passagem</p><p>Neste tipo de sistema, a água de resfriamento passa através do equipamento de troca de calor somente</p><p>uma vez antes de ser descarregada, conforme mostrado na Figura 8.10. As fontes de suprimento da água</p><p>podem ser poços, lagos, rios e oceanos.</p><p>Figura 8.10 Diagrama simplificado de sistema de uma só passagem.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Os sistemas de uma só passagem são cada vez mais raros, pois utilizam grandes</p><p>volumes de água e devolvem a água aquecida ao manancial de onde ela foi retirada,</p><p>podendo afetar a biota existente.</p><p>Sistemas fechados com recirculação</p><p>Nestes sistemas, o calor é transferido do processo aquecido para a água de resfriamento, e, em seguida,</p><p>por condução, o calor é removido em outro equipamento de troca térmica, conforme</p><p>ilustrado na Figura</p><p>8.11. O sistema é preenchido com água uma vez e opera continuamente durante um longo período de</p><p>tempo sem adição significativa de água de reposição. Trata-se de um sistema típico para resfriamento de</p><p>equipamentos como compressores, turbinas a gás e ar-condicionado, por exemplo.</p><p>Figura 8.11 Diagrama típico de sistema fechado com recirculação.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Sistemas abertos com recirculação</p><p>O sistema aberto com recirculação mais utilizado é constituído por:</p><p>bombas,</p><p>permutadores de calor e</p><p>torres de resfriamento do tipo evaporativo (úmido).</p><p>Este tipo de sistema é amplamente utilizado nas unidades de refino de petróleo e gás. A água de</p><p>resfriamento circula através do equipamento de processo, troca calor e o transporta para a torre, onde o</p><p>calor é dissipado para a atmosfera e uma parte da água circulada é evaporada. A Figura 8.12 representa</p><p>um circuito de resfriamento aberto.</p><p>Figura 8.12 Diagrama típico de sistema aberto de resfriamento (evaporativo).</p><p>Fonte: Adaptada de McCann Consulting (2014).</p><p>Algumas torres não utilizam a evaporação como processo de resfriamento e são</p><p>chamadas de torres de resfriamento secas. Neste tipo de torre, a água passa por</p><p>dentro de tubos, o ar que é insuflado por fora resfria a água por convecção simples e o</p><p>calor transportado é liberado para a atmosfera.</p><p>Uma combinação de torre úmida e seca é denominada torre de resfriamento híbrida ou</p><p>úmido-seca.</p><p>As torres de resfriamento do tipo evaporativo são classificadas pelo fluxo ar-água (corrente cruzada ou</p><p>contracorrente) e pelo tipo de tiragem do ar (natural ou mecânica ; esta última com ventilador induzindo</p><p>ou forçando o ar a passar pelo interior da torre). A Figura 8.13 representa uma torre de tiragem mecânica</p><p>com fluxo de corrente cruzada.</p><p>Figura 8.13 Torre com tiragem mecânica, fluxo cruzado e seus componentes.</p><p>Fonte: Adaptada de Electrical Knowhow (c2013).</p><p>No site do Grupo A você encontra uma descrição detalhada a respeito dos aspectos</p><p>importantes do tratamento da água de resfriamento.</p><p>Geração de ar comprimido</p><p>Outro insumo de fundamental importância nas unidades de produção e refino é o ar comprimido, utilizado</p><p>principalmente para alimentar sistemas de controle automático. Diversos instrumentos de automação das</p><p>plantas de processo são movimentados pneumaticamente, sendo que a falta de ar de instrumentos pode</p><p>levar a planta industrial a uma situação de grande risco. O ar comprimido é ar atmosférico pressurizado, o</p><p>qual é condutor de energia térmica e fluxo de energia, sendo gerado por compressores.</p><p>CURIOSIDADE</p><p>O que são compressores?</p><p>Compressores são equipamentos que elevam a pressão do ar por meio do acionamento mecânico. De</p><p>acordo com seus princípios funcionais, esses equipamentos são divididos basicamente em volumétricos</p><p>e dinâmicos.</p><p>Os compressores dinâmicos, também chamados de turbocompressores, são divididos em</p><p>centrífugos e axiais. Os compressores volumétricos, por sua vez, trabalham com a ajuda de um</p><p>dispositivo de rotação (roda com correia, biela, etc), que gera o movimento alternado de um pistão que</p><p>comprime o ar. Os compressores rotativos mais comuns são os de palhetas, parafusos ou lóbulos.</p><p>Compressores, juntamente com unidades secadoras de ar para instrumento e vasos pulmão, compõem</p><p>os sistemas de ar comprimido de plantas industriais (BOSCH, 2008).</p><p>O ar comprimido para instrumentação pneumática, comando de válvulas e ar de alta pureza, assim como</p><p>o ar comprimido de serviço para acionamento de ferramentas pneumáticas, agitação de produtos de</p><p>tanques e máscaras de ar mandado, necessita ser condicionado. O ar contém impurezas, como partículas</p><p>de sujeira, água, óleos minerais, hidrocarbonetos e resíduos de metais pesados. Se o ar não for</p><p>condicionado, tais impurezas podem causar, entre outros problemas:</p><p>operação errática de controladores pneumáticos, válvulas e outros instrumentos;</p><p>contaminação de produto final ou intermediário quando o ar é usado para agitar;</p><p>corrosão de dispositivos pneumáticos;</p><p>interrupção de fluxo;</p><p>inundação de controles pneumáticos;</p><p>leituras falsas.</p><p>A Figura 8.14 e o Quadro 8.5 ilustram, respectivamente, de forma resumida, um sistema típico de ar</p><p>comprimido e os métodos de secagem existentes nas plantas industriais.</p><p>Figura 8.14 Diagrama simplificado de sistema de ar comprimido.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>O ar de serviço costuma ter menor qualidade (mais umidade) do que o ar de instrumentos</p><p>em uma instalação industrial.</p><p>Quadro 8.5 Métodos de secagem de ar comprimido</p><p>Tipo de secagem Método Agentes de secagemTipo de secagem Método Agentes de secagem</p><p>Condensação</p><p>Alta compressão</p><p>Resfriamento</p><p>Difusão Diafragma (membrana)</p><p>Absorção/Adsorção</p><p>Absorção</p><p>Sólido</p><p>Solvente</p><p>Dessecativo</p><p>Adsorção</p><p>Regeneração fria</p><p>Regeneração interna aquecida</p><p>Regeneração externa aquecida</p><p>Regeneração a vácuo</p><p>Tratamento de efluentes</p><p>A corrente de água contaminada gerada nas unidades de produção e refino necessita ser devidamente</p><p>tratada antes de ser devolvida ao manancial de onde ela foi retirada. Nas plataformas offshore, por</p><p>exemplo, a água é tratada antes de ser devolvida para o mar. Nas unidades de refino, igualmente, o</p><p>tratamento de efluentes deixa a água em condições de ser devolvida para o rio, lago, arroio ou outra fonte</p><p>de onde ela tenha sido retirada.</p><p>O tipo de tratamento de efluentes a ser utilizado depende das condições físico-</p><p>químicas do efluente gerado, do volume e da legislação ambiental vigente na</p><p>localidade onde a planta está instalada.</p><p>O principal contaminante presente no efluente das plantas de processamento de petróleo é justamente o</p><p>óleo. Os principais componentes dos efluentes líquidos de uma refinaria, por exemplo, são os efluentes</p><p>das dessalgadoras, purga de torres de resfriamento, água ácida retificada, condensados, efluentes</p><p>sanitários e água de chuva.</p><p>Conforme mostrado no diagrama de bloco da Figura 8.15, as plantas típicas de tratamento consistem em:</p><p>Figura 8.15 Diagrama de bloco de sistema de tratamento de efluentes.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>separação primária de óleo/água;</p><p>separação secundária de óleo/água;</p><p>tratamento biológico;</p><p>tratamento terciário (se necessário).</p><p>A remoção de óleo se dá em duas etapas para que seja alcançada a meta exigida de óleo livre do efluente</p><p>coletado antes de enviá-lo para o tratamento biológico. Essa remoção é atingida quando o óleo passa por</p><p>um separador API seguido por uma unidade de flotação por ar dissolvido (DAF) ou por ar induzido (IAF).</p><p>Boa parte do óleo é reaproveitado, retornando às unidades de processo.</p><p>O efluente da unidade de separação de óleo/água secundária é enviado para um sistema de equalização,</p><p>o qual amortece as variações de fluxo e de concentração das correntes de efluentes da planta. Após a</p><p>equalização, o efluente é encaminhado para um tanque de aeração/clarificador que constitui o sistema</p><p>biológico. O efluente do clarificador é enviado para o tratamento terciário (se necessário) antes do</p><p>descarte final dentro dos padrões legais de emissão de efluentes aquosos no corpo receptor.</p><p>Processos típicos de tratamento primário</p><p>Os sistemas de tratamento primário de águas residuais incluem a clarificação por sedimentação ou por</p><p>flotação e por tratamento físico-químico. Exemplos típicos de processos de flotação são apresentados no</p><p>Quadro 8.6.</p><p>Quadro 8.6 Processos de flotação tradicionalmente utilizados no tratamento de águas</p><p>residuais</p><p>Flotação por ar</p><p>dissolvido (DAF)</p><p>A flotação do sólido é conseguida pela injeção de bolhas de ar microscópicas, que</p><p>são introduzidas dentro da suspensão e se unem às partículas, criando sólidos-ar</p><p>flutuantes que emergem para a superfície do líquido, onde são removidos</p><p>mecanicamente.</p><p>Flotação por ar</p><p>induzido (IAF)</p><p>É similar à anterior, exceto que o ar é mecanicamente induzido como uma bolha</p><p>grosseira, e não como uma bolha pequena. É principalmente usada para a</p><p>separação de óleos.</p><p>Flotação por gás</p><p>induzido (IGF)</p><p>É similar à anterior, porém esta utiliza um gás diferente, como o nitrogênio, quando</p><p>há a possibilidade de uma explosão ou de um incêndio.</p><p>A clarificação</p><p>do betume, entre eles:</p><p>os caçadores da Idade da Pedra usavam a substância negra para unir as pontas feitas de rochas</p><p>às flechas ;</p><p>há pelo menos 6.500 anos, as populações que viviam nos pântanos, na região que hoje é o Iraque,</p><p>aprenderam a colocar um pouco de betume nos tijolos e argamassas para impermeabilizá-los</p><p>e proteger suas casas das cheias dos rios;</p><p>logo as pessoas aprenderam que o betume podia ser usado para selar tanques de água ou colar</p><p>potes quebrados; e</p><p>os egípcios utilizavam o betume no processo de mumificação, fato comprovado por análise</p><p>química de algumas múmias recentemente.</p><p>O óleo utilizado nas lamparinas podia ser de gordura animal (óleo de baleia era o mais</p><p>comum), de cera de abelha ou de vegetais. Às vezes, usava-se o betume encontrado</p><p>em afloramentos superficiais.</p><p>Além disso, durante milhares de anos, a única luz na longa escuridão da noite provinha de fogueiras e</p><p>tochas, até que foram inventadas as lamparinas de óleo, que eram simplesmente pedras côncavas nas</p><p>quais se colocavam musgos ou fibras vegetais embebidas em óleo e se ateava fogo. Descobriu-se,</p><p>depois, que as lamparinas queimavam por mais tempo e eram mais brilhantes quando se colocava apenas</p><p>uma fibra (pavio) molhada em um recipiente com óleo. As lamparinas ou lâmpadas de óleo foram a</p><p>principal fonte de iluminação durante alguns séculos.</p><p>Era moderna</p><p>A era moderna do petróleo começou em 1853, quando o químico polonês Ignacy Lukasiewicz (1822–</p><p>1882) descobriu uma forma de industrializar querosene a partir de petróleo, montando, em 1856, a</p><p>primeira refinaria de petróleo, em Ulaszowice, na Polônia. O canadense Abraham Gesner (1791–1864)</p><p>já tinha produzido querosene a partir do carvão, em 1846, mas os custos e a quantidade de carvão</p><p>necessário para suprir a demanda eram elevados.</p><p>Rapidamente, o querosene substituiu o óleo de baleia como principal combustível para lamparinas na</p><p>América do Norte e Europa. A elevação da demanda por querosene produziu uma corrida para encontrar</p><p>novas fontes de petróleo, especialmente nos Estados Unidos (SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS,</p><p>2013).</p><p>O advogado nova-iorquino George Bissel (1812-1884) tinha certeza de que era possível extrair petróleo</p><p>do subsolo pela perfuração de um poço. Criou a empresa Seneca Oil e contratou Edwin L. Drake</p><p>(1818-1880), condutor ferroviário aposentado, enviando-o para Titusville, na Pensilvânia, onde os poços</p><p>de água frequentemente estavam contaminados com óleo. Em 28 de agosto de 1859, os homens de</p><p>Drake encontraram petróleo a 21 m de profundidade, depois de perfurarem aquele que foi considerado o</p><p>primeiro poço petrolífero dos Estados Unidos (Figura 1.1).</p><p>Figura 1.1 Drake e o primeiro poço de petróleo dos Estados Unidos.</p><p>Fonte: Grotzinger e Jordan (2013).</p><p>CURIOSIDADE</p><p>Outros marcos históricos acerca da perfuração de poços petrolíferos</p><p>O primeiro poço petrolífero do mundo foi perfurado em 1847, em Baku, atual Azerbaijão, nas</p><p>margens do mar Cáspio. A exploração de petróleo fez Baku prosperar com a nova demanda por</p><p>óleo. Centenas de poços extraíam óleo das vastas reservas subterrâneas nas proximidades.</p><p>Conhecida como a “Cidade Negra”, em 1860 Baku produzia 90 % do petróleo mundial. Baku</p><p>continua sendo um grande centro petrolífero ainda hoje.</p><p>Em 1858, James Williams (1818–1890) percebeu que os lamaçais escuros e oleosos de Lambton</p><p>County, Ontário (Canadá), poderiam ser uma fonte de petróleo para a produção de querosene. Ele</p><p>cavou um buraco e descobriu que o óleo borbulhava do chão tão prontamente que ele podia encher</p><p>balde atrás de balde. Foi o primeiro poço de petróleo da América. A região ficou conhecida como</p><p>“Oil Springs” (mananciais de petróleo). O Canadá possui ainda hoje reservas gigantescas de areias</p><p>betuminosas, uma importante fonte não convencional de obtenção de petróleo.</p><p>A partir da perfuração do primeiro poço petrolífero dos Estados Unidos, na caça ao petróleo, milhares de</p><p>pessoas arriscaram tudo pelo sonho de se tornarem ricas com o “ouro negro”. Assim, as áreas de</p><p>exploração de petróleo foram crescendo. Não tardou muito para que algumas empresas fossem</p><p>constituídas com esse intuito, e muitas delas permanecem até hoje como gigantes da indústria do</p><p>petróleo, como Exxon Mobil, Chevron, Royal Dutsch Shell e British Petroleum (BP).</p><p>No site do Grupo A, você encontra um artigo contendo noções sobre a geopolítica do</p><p>petróleo.</p><p>Composição e propriedades do petróleo</p><p>Enfim, o que é petróleo? O óleo e o gás natural – substâncias orgânicas formadas pela combinação de</p><p>moléculas de carbono e hidrogênio em níveis variáveis – formam o petróleo, palavra latina que significa</p><p>óleo de pedra. Trata-se de uma substância escura e oleosa que geralmente é líquida, mas também pode</p><p>ser sólida ou gasosa.</p><p>Quando sai direto do subsolo como líquido, o petróleo é chamado de óleo bruto se for negro e</p><p>pegajoso e de condensado se for claro e volátil (se evapora facilmente).</p><p>Quando em estado sólido, é denominado asfalto.</p><p>Quando é semissólido, é chamado de betume.</p><p>Quando em estado gasoso, é referido como gás natural, que pode ou não estar associado ao óleo.</p><p>O petróleo é o resultado de um longo processo natural, decorrente, em grande parte, da</p><p>decomposição dos restos de seres vivos. Embora pareça uma massa pegajosa simples,</p><p>na realidade, é uma complexa mistura de compostos químicos, principalmente de</p><p>hidrocarbonetos gasosos, líquidos e sólidos.</p><p>Segundo a American Society for Testing and Materials - ASTM (2011), o petróleo é uma mistura de</p><p>hidrocarbonetos de ocorrência natural, que contém alguns contaminantes, tais como enxofre, nitrogênio,</p><p>oxigênio, metais e outros elementos. Sua composição elementar varia pouco (SPEIGHT, 1991), como</p><p>pode ser observado na Tabela 1.1.</p><p>Tabela 1.1 Composição elementar média do petróleo</p><p>Elemento Teor em massa (%)</p><p>Carbono 83 a 87</p><p>Elemento Teor em massa (%)</p><p>Hidrogênio 10 a 14</p><p>Enxofre 0,05 a 6</p><p>Nitrogênio 0,1 a 2</p><p>Oxigênio 0,05 a 1,5</p><p>Metais (Fe, Ni, V, etc.) < 0,3</p><p>Apesar de a composição elementar média variar pouco, as propriedades físicas dos diferentes tipos de</p><p>óleo variam muito, dependendo do tamanho e do tipo dos hidrocarbonetos presentes, principalmente. As</p><p>cadeias carbônicas variam desde a menor, metano (CH4 ), com apenas um átomo de carbono, até</p><p>compostos grandes, com 300 ou mais átomos de carbono.</p><p>CURIOSIDADE</p><p>Como o petróleo surgiu?</p><p>Esta questão será mais bem detalhada no Capítulo 3, mas fazem-se aqui algumas considerações</p><p>prévias a respeito de sua formação.</p><p>Segundo a ideia mais difundida entre os geólogos, o petróleo se forma como resultado da ação da</p><p>própria natureza, que transformou em óleo e gás o material orgânico de restos de animais e de vegetais</p><p>depositados há milhões de anos no fundo de antigos mares e lagos. Com o passar do tempo, outras</p><p>camadas foram se depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação do calor e da</p><p>pressão, causados pelas novas camadas, transformou aquela matéria orgânica, mediante reações</p><p>termoquímicas, em petróleo.</p><p>É importante destacar que o petróleo não é encontrado em qualquer lugar, apenas onde ocorreu o</p><p>acúmulo de material orgânico – as chamadas bacias sedimentares. Dependendo das condições de</p><p>temperatura e pressão, da idade geológica da rocha, entre muitos outros fatores, o petróleo</p><p>espalhado ao redor do mundo é bastante diversificado, sendo que suas características variam</p><p>grandemente de acordo com a região onde é encontrado. Dessa forma, tanto a composição química</p><p>quanto a aparência podem variar muito, e isso irá nortear o tipo de aplicação ao qual determinado tipo</p><p>de óleo é mais indicado.</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Preencha a segunda coluna do quadro a seguir com o nome dado ao petróleo em cada estado físico</p><p>em que ele se encontra.</p><p>Estado físico NomeEstado físico Nome</p><p>Líquido (negro e pegajoso)</p><p>Líquido (claro e volátil)</p><p>Sólido</p><p>Semissólido</p><p>Gasoso</p><p>Hidrocarbonetos</p><p>Os hidrocarbonetos são os principais constituintes do petróleo. Eles são normalmente divididos em</p><p>grupos, de acordo com o tipo de ligação química presente entre os átomos e a estrutura da cadeia</p><p>carbônica.</p><p>de efluentes por meio do processo de sedimentação se dá pela separação das partículas</p><p>suspensas por sedimentação gravitacional. Essa operação pode ser usada para a remoção de sedimentos</p><p>ou de alguns sólidos na bacia de sedimentação primária de sólidos tratados, quando um processo de</p><p>coagulação química é usado, e na concentração de sólidos nos espessadores de lodo.</p><p>As bacias de sedimentação (clarificadores) são tanques (circulares ou retangulares)</p><p>usados para remover ou para reduzir sólidos suspensos e a carga da demanda</p><p>bioquímica de oxigênio (DBO) da água residual antes de ela ir para as unidades de</p><p>tratamento secundário.</p><p>Como prática usual, antes de entrar no clarificador, o efluente passa por uma desarenadora que possui um</p><p>gradeamento para remover sólidos grosseiros, areia e borras. Clarificadores de sedimentação rápida</p><p>projetados com separadores de tubos e placas, placas paralelas inclinadas, hidrociclone e recirculação de</p><p>lodo têm sido cada vez mais empregados por serem, na parte das aplicações, mais eficientes e mais</p><p>compactos do que os convencionais.</p><p>Processos típicos de tratamento secundário</p><p>Os sistemas de tratamento secundário de águas residuais preocupam-se principalmente com o</p><p>processamento biológico (microbiano) do efluente do sistema de tratamento primário. Os processos de</p><p>tratamento secundário no sistema global de tratamento de efluentes possuem como objetivos principais:</p><p>a oxidação biológica da matéria orgânica solúvel que resta após o tratamento primário;</p><p>a absorção dos sólidos suspensos arrastados do tratamento primário;</p><p>a sedimentação dos sólidos gerados pelo processo biológico; e</p><p>a remoção biológica de nutrientes como amônia, nitrato e fósforo que estão dissolvidos na água.</p><p>Os processos de tratamento secundário ou biológico de efluentes podem ser classificados</p><p>pela presença ou ausência de oxigênio dissolvido.</p><p>No processo aeróbico, o teor de oxigênio dissolvido se situa entre 1 e 2 mg/L como</p><p>O2 .</p><p>No processo anóxico, o oxigênio dissolvido não deve ser detectável ou é menor do</p><p>que 0,5 mg/L, porém está presente combinado no nutriente (nitrito ou nitrato)</p><p>fornecido.</p><p>No processo anaeróbico, o oxigênio está ausente e não há fonte de nitrato.</p><p>Uma descrição dos processos básicos do tratamento secundário é dada a seguir.</p><p>Processo de lodo ativado</p><p>É uma técnica de tratamento biológico na qual uma mistura de água residual e massa biológica</p><p>(microrganismos) é agitada e aerada. A massa biológica é, posteriormente, separada da água residual</p><p>tratada em um clarificador e devolvida ao processo de aeração para manter um equilíbrio entre os sólidos</p><p>biológicos e a água residual sendo tratada (Figura 8.16).</p><p>Figura 8.16 Esquema de lodo ativado com secagem natural do lodo.</p><p>Fonte: Gauto e Rosa (2013).</p><p>O processo de lodo ativado deriva seu nome da massa biológica formada quando o ar</p><p>é continuamente injetado na água residual rica em nutrientes. Sob tais condições, os</p><p>microrganismos usam os orgânicos como fontes de alimentação, crescem, se multiplicam,</p><p>são misturados pela agitação do ar e se aglomeram (floculam) para formar uma massa</p><p>ativa de micróbios chamada de lodo ativado.</p><p>Processo de lagoa aerada</p><p>Uma lagoa aerada é um tanque no qual a água residual é tratada em um ritmo de fluxo contínuo. O</p><p>oxigênio é suprido geralmente por aeradores de superfície ou dispositivos de aeração submersos.</p><p>Processo de filtro biológico</p><p>É um processo de filme biológico fixo que utiliza escórias, pedras, plásticos ou madeiras como meios</p><p>sobre os quais os microrganismos crescem. A água residual é geralmente aplicada pulverizada por</p><p>distribuidores móveis e passa pelo leito, no qual os microrganismos crescem nas superfícies formando um</p><p>filme fixo. O crescimento biológico se desprende do meio quando a área biológica interna não pode mais</p><p>receber oxigênio.</p><p>Um clarificador é usado após o filtro biológico para remover esse material biológico, antes de descarregar</p><p>a água tratada. Algumas vezes, o efluente do clarificador é levado de volta ao filtro biológico para</p><p>aumentar a eficiência da remoção da DBO.</p><p>Contactor biológico rotativo</p><p>É um processo de filme biológico fixo que usa discos rotativos montados sobre eixos e colocados em um</p><p>tanque, com cerca de 40% da área do disco imersa no tanque (água residual) e o restante exposto à</p><p>atmosfera. Um filme biológico, ou biomassa, cresce na superfície dos discos. A rotação do disco põe a</p><p>biomassa em contato com a água residual para remoção dos orgânicos e com a atmosfera para absorção</p><p>do oxigênio. Um clarificador secundário coleta o excesso de sólidos que é produzido nos discos.</p><p>Biorreator de membranas</p><p>O uso de biorreatores de membrana (MBR) tem se expandido consideravelmente nos últimos anos e</p><p>consiste em um processo híbrido que combina um processo biológico, geralmente de lodo ativado, a um</p><p>processo físico de filtração por membranas submersas de UF ou MF instaladas no tanque do biorreator ou</p><p>em um tanque externo onde a biomassa é continuamente separada da água. A Figura 8.17 ilustra um</p><p>processo MBR com filtração por membrana em tanque externo.</p><p>Figura 8.17 Processo MBR com membrana de MF.</p><p>Fonte: Adaptada de Maestri (2007).</p><p>O biorreator tem a função de degradar a matéria orgânica e mineral, enquanto a</p><p>membrana realiza a separação das fases líquida e sólida.</p><p>As principais vantagens deste processo são:</p><p>alta qualidade resultante do efluente tratado, por causa da elevada taxa de degradação dos</p><p>contaminantes presentes no efluente bruto;</p><p>processo de concentração de biomassa muito superior ao do sistema convencional;</p><p>flexibilidade de operação;</p><p>tamanho das instalações (compactas);</p><p>menor produção de lodo;</p><p>desinfecção e controle de odores objetáveis; e</p><p>possibilidade de reúso do permeado.</p><p>Alguns fatores que podem limitar o desempenho da membrana estão descritos no Quadro 8.7.</p><p>Quadro 8.7 Fatores limitadores do desempenho da membrana</p><p>Fouling</p><p>/Incrustação/Colmatação</p><p>Caracteriza-se por deposição, adsorção e/ou acúmulo de partículas coloidais</p><p>suspensas na superfície ou nos poros da membrana.</p><p>Polarização por</p><p>concentração</p><p>Caracteriza-se pelo aumento da concentração de soluto na interface</p><p>membrana/solução, gerando a retrodifusão do soluto em direção à solução.</p><p>Fouling</p><p>/Incrustação/Colmatação</p><p>Caracteriza-se por deposição, adsorção e/ou acúmulo de partículas coloidais</p><p>suspensas na superfície ou nos poros da membrana.</p><p>Compactação</p><p>É considerada um fenômeno físico que provoca queda no fluxo de permeado</p><p>devido à deformação mecânica da membrana e está associada à pressão</p><p>aplicada e suas características estruturais.</p><p>Processos avançados</p><p>O tratamento avançado de efluentes é utilizado quando se deseja obter um efluente de qualidade superior</p><p>ao oferecido pelos tratamentos primário e secundário. Nessa etapa, é possível remover nutrientes que</p><p>normalmente não são retirados nos tratamentos anteriores, além de matéria orgânica resistente (não</p><p>biodegradável), sólidos suspensos, sólidos dissolvidos e organismos patogênicos, em um grau ainda</p><p>maior do que obtido no tratamento secundário.</p><p>Os processos avançados de tratamento são bastante peculiares a cada unidade de produção e refino, pois</p><p>variam de acordo com as características do efluente e com o grau de exigência de purificação da água.</p><p>Como exemplos de processos comumente utilizados, citam-se:</p><p>eletrodiálise reversa (EDR)</p><p>oxidação química</p><p>oxidação avançada</p><p>adsorção sobre carvão ativado</p><p>No site do Grupo A você encontra uma descrição detalhada de cada um dos processos</p><p>de tratamento avançados utilizados no tratamento de efluentes industriais e um</p><p>artigo sobre água de reúso/reciclo.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre os processos básicos de tratamento de águas, assinale a alternativa correta.</p><p>A. Na clarificação da água bruta, ocorre acúmulo de lodo, cujo custo de disposição deve ser</p><p>considerado no processo.</p><p>B. Os processos MF e UF são ideais para a remoção de sais dissolvidos e pequenas moléculas</p><p>orgânicas.</p><p>C. A água desmineralizada não deve ser utilizada para alimentar sistemas de caldeiras das</p><p>unidades de produção e refino.</p><p>D. O cálcio</p><p>A primeira grande divisão é em relação a serem alifáticos ou aromáticos (derivados do anel</p><p>benzênico):</p><p>os alifáticos podem ser de cadeia aberta ou fechada, com ligações simples (saturadas), duplas ou</p><p>triplas (insaturadas);</p><p>os aromáticos podem ser mononucleados (com apenas um anel aromático) ou polinucleados (com</p><p>dois ou mais anéis aromáticos, condensados ou não).</p><p>O Quadro 1.1 apresenta um resumo das famílias dos hidrocarbonetos.</p><p>Quadro 1.1 Classificações dos hidrocarbonetos</p><p>Alifáticos</p><p>Cadeia aberta ou acíclica</p><p>Alcanos ou parafínicos</p><p>Alcenos ou olefínicos</p><p>Alcinos</p><p>Cadeia fechada ou cíclica</p><p>Cicloalcanos ou naftênicos</p><p>Cicloalcenos</p><p>Aromáticos</p><p>Mononucleares</p><p>Polinucleares</p><p>Algumas subclasses de hidrocarbonetos alifáticos possuem maior relevância para o estudo da composição</p><p>do petróleo. Tais subclasses serão apresentadas no Quadro 1.2, juntamente com os hidrocarbonetos</p><p>aromáticos.</p><p>Quadro 1.2 Definição e exemplos das principais classes de hidrocarbonetos na composição</p><p>do petróleo</p><p>Alcanos ou</p><p>parafínicos</p><p>Os compostos parafínicos, de fórmula geral Cn H2n+2 , são hidrocarbonetos</p><p>saturados (contêm apenas ligações simples entre carbonos), com cadeias abertas,</p><p>podendo ser lineares ou ramificados.</p><p>Exemplo:</p><p>Alcenos ou</p><p>olefínicos</p><p>Os hidrocarbonetos olefínicos, de fórmula geral Cn H2n , são compostos</p><p>insaturados (apresentam ligação dupla entre átomos de carbono), de cadeias</p><p>abertas ou fechadas, ramificados ou não, que normalmente não estão presentes no</p><p>petróleo cru, mas são amplamente produzidos durante os processos de refino,</p><p>como no craqueamento catalítico e no coqueamento retardado.</p><p>Exemplo:</p><p>Diolefinas e</p><p>olefinas de cadeia</p><p>fechada</p><p>Diolefinas são hidrocarbonetos com duas ligações duplas conjugadas. Tanto</p><p>diolefinas como olefinas de cadeia fechada possuem fórmula geral Cn H2n-2 .</p><p>Exemplo:</p><p>Cicloalcanos ou</p><p>naftênicos</p><p>Os compostos naftênicos, de fórmula geral Cn H2n , são também hidrocarbonetos</p><p>saturados, porém, de cadeias fechadas, contendo um ou mais ciclos, podendo ou</p><p>não ser ramificados.</p><p>Exemplo:</p><p>Aromáticos</p><p>Os hidrocarbonetos aromáticos são aqueles que contêm um ou mais anéis</p><p>benzênicos, com ou sem ramificações laterais. Seu teor no petróleo pode variar</p><p>muito, mas quanto mais pesada for a fração do óleo refinado, maior será sua</p><p>participação na composição desta fração. Eles recebem o nome de mono, di, tri,</p><p>ou poliaromáticos, dependendo do número de anéis benzênicos na sua estrutura.</p><p>Exemplo:</p><p>Impurezas do petróleo</p><p>O petróleo é composto, de forma geral, por hidrocarbonetos e impurezas. Estas podem ser encontradas</p><p>nas formas dos seguintes compostos:</p><p>sulfurados</p><p>nitrogenados</p><p>oxigenados</p><p>organometálicos</p><p>oleofóbicos (água e sedimentos)</p><p>Compostos sulfurados</p><p>O enxofre é o terceiro elemento mais abundante no petróleo cru. Ele ocorre na forma de sulfetos,</p><p>polissulfetos, benzotiofenos, moléculas policíclicas com nitrogênio e oxigênio, ácido sulfídrico, dissulfeto</p><p>de carbono, sulfeto de carbonila e enxofre elementar (a forma mais rara). Tais compostos estão presentes</p><p>em todos os tipos de óleos crus, tanto na forma orgânica quanto na inorgânica.</p><p>Figura 1.2 Moléculas de compostos sulfurados.</p><p>Dentre os compostos sulfurados orgânicos, os mais comuns são os alquil-mercaptanos, que se</p><p>concentram nos produtos do petróleo da faixa do gás liquefeito de petróleo (GLP) ao querosene. Nas</p><p>frações mais pesadas, o enxofre normalmente se apresenta na forma de mercaptanos aromáticos,</p><p>tiofenos e benzotiofenos. Todos esses compostos sulfurados orgânicos são instáveis termicamente e se</p><p>transformam por craqueamento em hidrocarbonetos mais leves, H2 S e mercaptanos.</p><p>Os compostos de enxofre são indesejáveis porque aumentam a instabilidade das</p><p>emulsões, provocam problemas associados à corrosão e à contaminação de</p><p>catalisadores e, quando presentes nos produtos finais, alteram a qualidade ambiental</p><p>por conta da emissão do gás SOx para a atmosfera.</p><p>Dependendo do teor de enxofre, o petróleo pode ser classificado de acordo com o Quadro 1.3.</p><p>Quadro 1.3 Classificação do petróleo segundo o teor de enxofre</p><p>Petróleos azedos</p><p>Óleos com percentual de enxofre superior a 2,5 %.</p><p>Seu valor comercial é reduzido, pois seu refino é mais caro devido aos problemas</p><p>associados a este composto que foram citados anteriormente.</p><p>Petróleos doces Óleos com teor de enxofre inferior a 0,5 %.</p><p>Petróleos azedos</p><p>Óleos com percentual de enxofre superior a 2,5 %.</p><p>Seu valor comercial é reduzido, pois seu refino é mais caro devido aos problemas</p><p>associados a este composto que foram citados anteriormente.</p><p>Petróleos</p><p>“semidoces” ou</p><p>“semiácidos”</p><p>Óleos que situam-se na faixa intermediária.</p><p>Normalmente, quanto maior a densidade do óleo, maior o seu teor de enxofre, porém, existem óleos</p><p>não convencionais pesados cujo teor de enxofre é baixo, como, por exemplo, o óleo brasileiro do campo</p><p>de Marlim. Os petróleos brasileiros são, em sua grande maioria, petróleos com baixo teor de enxofre</p><p>(BTE). A Figura 1.3 apresenta o teor de enxofre de alguns petróleos brasileiros, a exceção do Árabe leve.</p><p>Petróleos com menos de 1% de enxofre em massa são considerados como BTE.</p><p>Figura 1.3 Teor de enxofre em alguns petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Compostos nitrogenados</p><p>Os compostos nitrogenados se apresentam no petróleo, quase que em sua totalidade, na forma orgânica</p><p>(piridinas, quinolinas, pirróis, compostos policíclicos com oxigênio, enxofre, metais, etc), podendo se</p><p>transformar, por hidrocraqueamento, em amônia (NH3 ).</p><p>Figura 1.4 Moléculas de compostos nitrogenados.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Cerca de 90 % dos óleos crus contém 0,20 % em peso de nitrogênio, situando-se o seu valor médio</p><p>nas frações mais pesadas e residuais do petróleo (onde tende a se concentrar). Consideram-se como</p><p>altos teores acima de 0,25 % em massa de nitrogênio.</p><p>Os compostos nitrogenados são termicamente estáveis, aumentam a capacidade do</p><p>óleo de reter água em emulsão e tornam instáveis os produtos de refino, formando</p><p>gomas e alterando a sua coloração, além de provocar o envenenamento de</p><p>catalisadores, o que interfere nos processos de conversão.</p><p>Os compostos nitrogenados, assim como os compostos de enxofre, tendem a se concentrar nas frações</p><p>mais pesadas do petróleo (gasóleos e resíduos de vácuo) e representam um desafio ao refino brasileiro,</p><p>pois a maioria dos petróleos brasileiros tem alto teor de nitrogênio na sua composição. A alternativa</p><p>adotada nos processos foi a de desenvolver catalisadores mais resistentes à ação desse contaminante. A</p><p>Figura 1.5 apresenta o teor de nitrogênio em diferentes petróleos.</p><p>Figura 1.5 Teor de nitrogênio em alguns petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Compostos oxigenados</p><p>Tal como os nitrogenados, os compostos oxigenados aparecem no petróleo na forma complexa, como</p><p>ácidos carboxílicos, ácidos naftênicos, fenóis, cresóis, ésteres, amidas, cetonas e benzofuranos. Os quatro</p><p>primeiros são facilmente separados do petróleo devido a sua elevada acidez.</p><p>No site do Grupo A, você saberá como as emissões de SOx e NOx são prejudiciais ao</p><p>meio ambiente.</p><p>Figura 1.6 Moléculas de compostos oxigenados.</p><p>De um modo geral, esses compostos tendem a se concentrar nas frações mais pesadas do petróleo e são</p><p>responsáveis pela sua acidez, que provoca problemas associados a corrosão de equipamentos e</p><p>tubulações, coloração, odor e formação de gomas.</p><p>Os ácidos naftênicos são particularmente importantes devido aos seus efeitos</p><p>corrosivos nas refinarias, o que exige maiores investimentos em metalurgia a fim de se</p><p>encontrar maneiras de aumentar a vida útil dos equipamentos.</p><p>Compostos organometálicos</p><p>Esses compostos estão presentes sob duas formas, como pode ser visto no Quadro 1.4.</p><p>Quadro 1.4 Formas de compostos organometálicos presentes no petróleo</p><p>Sais orgânicos dissolvidos</p><p>na água emulsionada com</p><p>petróleo</p><p>Estes sais, propriamente ditos, não fazem parte do petróleo e podem ser</p><p>facilmente removidos através do processo de dessalgação (processo que</p><p>será visto no Capítulo 4).</p><p>Compostos complexos</p><p>orgânicos</p><p>Tendem a se concentrar nas frações mais pesadas e estão presentes em</p><p>moléculas orgânicas complexas.</p><p>Os metais que contaminam o óleo são Fe, Zn, Cu, Pb, Co, Ar, Mn, Hg, Cr, Na, Ni e V, sendo os dois</p><p>últimos os de maior incidência. Esses metais provocam o envenenamento de catalisadores.</p><p>A presença de sódio em combustíveis para fornos afeta os tijolos refratários, uma vez</p><p>que reduz o ponto de fusão dos tijolos. Já a presença de óxido de vanádio nos gases</p><p>de combustão pode atacar os tubos de exaustão de queimadores e formar um</p><p>eutético de menor ponto de fusão, causando derretimento dos tubos do forno.</p><p>Impurezas oleofóbicas</p><p>Entre essas impurezas, incluem-se:</p><p>águas</p><p>sais (brometos, iodetos, sulfetos, cloretos, etc.)</p><p>argilas</p><p>areias</p><p>sedimentos (como os sólidos provenientes de corrosão de equipamentos)</p><p>Na verdade, as principais fontes dessas impurezas são as gotículas de fluidos aquosos, salinos,</p><p>conhecidos como água de formação, que acompanham o óleo cru nas suas jazidas.</p><p>Resinas e asfaltenos</p><p>Sobre a composição do petróleo, ainda é necessário mencionar as resinas e os asfaltenos, que são</p><p>compostos de estrutura policíclica aromática ou nafteno-aromática, contendo elevados teores de enxofre,</p><p>nitrogênio, oxigênio e metais. São insolúveis em hidrocarbonetos leves como o propano, por exemplo. São</p><p>de difícil isolamento e caracterização e se concentram nas frações mais pesadas e residuais do petróleo.</p><p>Os asfaltenos se diferenciam das resinas pelo maior tamanho do agregado molecular ou micela (BRASIL;</p><p>ARAÚJO; SOUZA, 2011). A estrutura típica de um asfalteno é apresentada na Figura 1.7.</p><p>Figura 1.7 Molécula típica de um composto asfaltênico.</p><p>Fonte: Adaptada de Brasil, Araújo e Souza (2011).</p><p>AGORA É A SUA VEZ</p><p>Dê exemplos de como cada tipo de impureza ocorre no petróleo. Faça um destaque sobre a(s)</p><p>forma(s) mais importante(s), quando essa informação tiver sido dada no texto.</p><p>Compostos sulfurados</p><p>Compostos nitrogenados</p><p>Compostos oxigenados</p><p>Compostos organometálicos</p><p>Impurezas oleofóbicas</p><p>Qualidade do petróleo</p><p>Conforme já mencionado, dependendo das características geológicas do local de onde é extraído, o</p><p>petróleo bruto pode variar quanto à sua composição química e ao seu aspecto (viscosidade e cor, por</p><p>exemplo). Há aqueles que possuem alto teor de enxofre e outros que apresentam grandes concentrações</p><p>de gás sulfídrico, por exemplo.</p><p>Quanto ao aspecto, há petróleos pesados e viscosos e outros leves e voláteis, segundo o número de</p><p>átomos de carbono existentes em sua composição. Da mesma forma, o petróleo pode ter uma ampla</p><p>gama de cores, desde o amarelo claro, semelhante à gasolina, chegando ao verde, ao marrom e ao preto.</p><p>Como o petróleo pode ter diferentes composições, é necessário que se faça uma</p><p>avaliação econômica prévia a respeito do esquema de refino a ser adotado para o</p><p>atendimento a um determinado mercado.</p><p>A definição do elenco de petróleos a serem utilizados em uma planta de refino depende das suas</p><p>qualidades físico-químicas, que darão ao refinador uma ideia da facilidade de movimentação e</p><p>processamento, assim como do potencial produtivo dos óleos disponíveis. São aspectos importantes para</p><p>avaliar a qualidade de um petróleo:</p><p>densidade</p><p>pressão de vapor</p><p>ponto de fluidez</p><p>viscosidade</p><p>acidez</p><p>teor de resinas e asfaltenos</p><p>teor de contaminantes</p><p>curva de destilação</p><p>Densidade API</p><p>Densidade é a razão entre a massa específica de um determinado produto e a massa</p><p>específica de um padrão a uma temperatura de referência.</p><p>No caso do petróleo, utiliza-se a densidade API (ºAPI), do American Petroleum Institute (c2015), definida</p><p>pela equação:</p><p>A densidade do óleo utilizada é a densidade específica calculada tendo-se como referência a água, a uma</p><p>temperatura de referência de 15,6 °C. Observa-se, pela equação, que quanto maior o valor de °API,</p><p>mais leve é o óleo ou o derivado.</p><p>Segundo Farah (2012), a classificação de petróleos de acordo com a densidade API é a seguinte:</p><p>petróleos extraleves: maior ou igual a 40 °API</p><p>petróleos leves: entre 33 e 40 °API</p><p>petróleos médios: entre 27 e 33 °API</p><p>petróleos pesados: entre 19 e 27 °API</p><p>petróleos extrapesados: entre 15 e 19 °API</p><p>petróleos asfálticos: menor do que 15 °API</p><p>Petróleos mais leves dão maior quantidade de gasolina, GLP e naftas, que são</p><p>produtos leves. Já os petróleos pesados resultam em maiores volumes de óleos</p><p>combustíveis e asfaltos (Tabela 1.2).</p><p>Tabela 1.2 Densidade API de alguns óleos e derivados do petróleo</p><p>Óleo ou derivado °API</p><p>Asfalto 11</p><p>Óleo bruto pesado 18</p><p>Óleo bruto leve 36</p><p>Nafta 50</p><p>Gasolina 60</p><p>A Figura 1.8 apresenta a densidade API para alguns petróleos.</p><p>Figura 1.8 Densidade API de alguns petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Qual dos petróleos da Figura 1.8 produziria mais derivados leves? Qual produziria mais derivados</p><p>pesados?</p><p>Pressão de vapor</p><p>A pressão de vapor de uma substância é a pressão exercida pelo vapor, quando atingido</p><p>o equilíbrio líquido-vapor, contra as paredes de um recipiente a uma dada temperatura.</p><p>Representa a pressão resultante da formação de duas fases, vapor e líquido em</p><p>equilíbrio, a partir de um dado volume de líquido a uma temperatura padrão (normalmente</p><p>37,8 °C – Método ASTM D323).</p><p>A pressão de vapor indica a presença relativa de frações leves no petróleo, que refletem questões</p><p>relacionadas a evaporação, segurança no manuseio e estocagem do produto. O armazenamento de</p><p>petróleo com pressão de vapor maior do que 75 kPa, por exemplo, indica que ele é bastante volátil e</p><p>que sua estocagem deve ocorrer em tanques com teto fixo e com recuperação dos vapores desprendidos</p><p>durante sua estocagem. Se a pressão de vapor for menor do que 75 kPa, pode-se utilizar tanques com</p><p>teto flutuante.</p><p>A Figura 1.9 apresenta a pressão de vapor de alguns petróleos.</p><p>Figura 1.9 Pressão de vapor de alguns petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Ponto de fluidez</p><p>O ponto de fluidez é definido como a menor temperatura na qual uma substância ainda</p><p>flui sob a ação da gravidade.</p><p>O ponto de fluidez é um indicativo da parafinicidade do petróleo e suas frações, pois maiores teores de</p><p>compostos parafínicos conduzem a maiores valores de ponto de fluidez. É importante para definir as</p><p>condições de temperatura necessárias para que se realize a transferência em oleodutos e estocagem do</p><p>petróleo. Pode-se classificar o petróleo, a partir do ponto de fluidez, em dois tipos:</p><p>baixo ponto de fluidez (BPF): ponto de fluidez inferior à temperatura ambiente</p><p>alto ponto de fluidez (APF): ponto de fluidez superior à temperatura ambiente</p><p>A Tabela 1.3 apresenta o ponto de fluidez de alguns petróleos. Pelos dados da tabela, observa-se que, se</p><p>tivermos uma temperatura ambiente de 30 °C, por exemplo, o petróleo Baiano exigirá aquecimento para</p><p>ser transportado, enquanto os demais óleos fluirão facilmente na temperatura indicada.</p><p>Tabela 1.3 Ponto de fluidez de alguns petróleos</p><p>Petróleo Ponto de fluidez (°C)</p><p>Urucu 0,00</p><p>Baiano 39,00</p><p>Lula -27,00</p><p>Marlim -33,00</p><p>Jubarte -18,00</p><p>Papa-terra 5,00</p><p>Árabe Leve -33,00</p><p>Viscosidade</p><p>A viscosidade representa a resistência ao escoamento de uma substância, sendo,</p><p>portanto, um importante parâmetro para o transporte do petróleo e derivados.</p><p>Petróleos muitos viscosos irão representar maior perda de carga durante uma operação de bombeamento,</p><p>por exemplo, requerendo maior potência das bombas ou até mesmo o aquecimento do produto, já que, via</p><p>de regra, quanto maior a temperatura, menor a viscosidade de uma substância.</p><p>A Figura 1.10 apresenta a viscosidade de alguns petróleos.</p><p>Figura 1.10 Viscosidade a 50 °C de diferentes petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>PARA REFLETIR</p><p>Qual dos petróleos da Figura 1.10 apresentaria maior dificuldade de escoamento em um duto de</p><p>transporte? É possível que um petróleo tenha baixo ponto de fluidez e alta viscosidade?</p><p>Acidez total</p><p>A acidez do petróleo é causada pela presença de ácidos oxigenados, tais como ácidos carboxílicos e</p><p>fenóis. Como já foi visto, os compostos ácidos particularmente preocupantes quando presentes no</p><p>petróleo são os ácidos naftênicos (ácidos carboxílicos de cadeia fechada), pois costumam causar</p><p>corrosão acentuada</p><p>de equipamentos e tubulações.</p><p>A acidez total de uma amostra de petróleo é medida pela quantidade, em miligramas, de hidróxido de</p><p>potássio (KOH) necessário para neutralizar um grama de amostra de óleo. Se o número de acidez total for</p><p>maior do que 0,5 mg KOH/g de óleo, considera-se que há maior tendência de o petróleo gerar</p><p>corrosão.</p><p>A Figura 1.11 apresenta a acidez total de alguns petróleos.</p><p>Figura 1.11 Acidez total de diferentes petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Teor de resinas e asfaltenos – análise SARA</p><p>Os componentes presentes no petróleo podem ser agrupados em quatro classes principais, sendo este</p><p>critério baseado na diferença de solubilidade, conhecido como análise SARA. A análise SARA é um</p><p>método de fracionamento no qual o petróleo é separado em compostos:</p><p>saturados (alcanos e cicloparafinas)</p><p>aromáticos (hidrocarbonetos mono, di e poliaromáticos)</p><p>resinas (frações constituintes de moléculas polares contendo heteroátomos N, O ou S)</p><p>asfaltenos (moléculas similares às resinas, porém, com maior massa molar e núcleo poliaromático)</p><p>A caracterização de alguns petróleos pela análise SARA é mostrada na Figura 1.12.</p><p>Figura 1.12 Análise SARA de alguns petróleos.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Observa-se que o petróleo Urucu é rico em hidrocarbonetos saturados, enquanto o</p><p>Papa-terra possui elevado teor de aromáticos e resinas. Esse tipo de análise é útil</p><p>para saber previamente se determinado tipo de petróleo é mais indicado para produção</p><p>de derivados leves ou pesados, quando utilizada com os demais critérios de qualidade</p><p>dos óleos.</p><p>A análise de resinas e asfaltenos é um bom indicativo de estabilidade do petróleo. A estabilidade de</p><p>petróleos está diretamente relacionada à interação dos asfaltenos com as resinas e à sua composição</p><p>(insolubilidade dos asfaltenos em hidrocarbonetos parafínicos). Um petróleo é estável quando os</p><p>asfaltenos permanecem dispersos pelas resinas e é instável quando não há resinas e aromáticos</p><p>suficientes para o equilíbrio da dispersão.</p><p>Além disso, a análise de resinas e asfaltenos fornece uma boa indicação sobre as misturas de petróleos.</p><p>A mistura do petróleo Urucu com o Papa-terra, por exemplo, fatalmente levaria à precipitação das resinas</p><p>e asfaltenos, dada a elevada parafinicidade do petróleo Urucu.</p><p>Destilação PEV do petróleo</p><p>O petróleo, como já foi visto, é formado por uma mistura complexa de hidrocarbonetos gasosos, líquidos e</p><p>sólidos, na qual os gases estão solubilizados no meio líquido e os constituintes sólidos se mantêm</p><p>estáveis, na forma de uma dispersão, de forma que a mistura tem uma aparência homogênea. Essa</p><p>mistura pode ser desestabilizada por aquecimento, levando à vaporização das frações mais leves e à</p><p>precipitação das mais pesadas. Assim, uma amostra de petróleo pode ter seus constituintes separados</p><p>através da destilação.</p><p>A destilação PEV do petróleo é a separação dos constituintes de uma amostra de</p><p>petróleo por seus pontos de ebulição verdadeiros (PEV). Trata-se de um teste de bancada</p><p>de laboratório em que uma amostra de petróleo é submetida a uma elevação gradual de</p><p>temperatura, a fim de se obterem pequenos volumes fracionados.</p><p>Na destilação PEV, para cada fração que volatiliza e condensa, se registram o volume recuperado e a</p><p>temperatura do vapor. Em seguida, é gerada a curva de destilação PEV, plotando-se os volumes</p><p>destilados no eixo x e as temperaturas no topo da coluna de destilação no eixo y. Cada ponto da curva</p><p>PEV representa o percentual volumétrico de compostos existentes no petróleo com temperaturas de</p><p>ebulição inferiores à temperatura desse ponto.</p><p>A Figura 1.13 ilustra a curva de destilação PEV para dois tipos genéricos de Petróleo A e B.</p><p>Figura 1.13 Curva de destilação PEV para duas amostras de Petróleo A e B.</p><p>Fonte: O autor.</p><p>Observa-se, na Figura 1.13, que, para uma temperatura de 200 °C, por exemplo, o</p><p>Petróleo A tem pouco mais de 40 % de seus componentes vaporizados, enquanto o</p><p>Petróleo B tem pouco mais de 10 % na mesma temperatura. Isso indica que o Petróleo</p><p>B é mais “pesado” do que o A e que ele produz menos derivados leves por destilação</p><p>direta do que o A.</p><p>O tipo de informação fornecido pela curva de destilação PEV é de grande valia para o refinador, pois</p><p>permite que ele avalie os cortes ou as frações que determinado petróleo produzirá e se ele é adequado ao</p><p>seu esquema de refino implantado.</p><p>ATIVIDADES</p><p>1. Sobre a história do petróleo, marque V (verdadeiro) ou F (falso).</p><p>( ) Está comprovado que o processo de mumificação do Egito Antigo incluía o uso de betume.</p><p>( ) Todo o óleo utilizado nas lamparinas de óleo tinha origem animal, sendo que a cera de abelha</p><p>constituía a fonte mais comum.</p><p>( ) A Polônia foi pioneira no processo de refino de petróleo, dando lugar à primeira refinaria de petróleo</p><p>do mundo.</p><p>( ) O primeiro poço petrolífero da América foi encontrado nos Estados Unidos.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. V –V – F – F</p><p>B. F – V – F – V</p><p>C. F – F – V – V</p><p>D. V – F – V – F</p><p>2. Com relação à composição, às propriedades e ao surgimento do petróleo, considere as alternativas</p><p>a seguir.</p><p>I. O petróleo pode ser encontrado nos estados gasoso, líquido, semissólido e sólido, sendo que</p><p>no último caso ele é denominado asfalto.</p><p>II. Em média, o petróleo possui mais oxigênio do que hidrogênio.</p><p>III. A composição elementar média do petróleo não tem muita variação, mas o mesmo não pode</p><p>ser dito sobre suas propriedades físicas.</p><p>IV. O petróleo não é encontrado em todos os lugares do mundo, somente onde houve acúmulo de</p><p>matéria orgânica.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a III e a IV.</p><p>C. Apenas a I, a III e a IV.</p><p>D. Apenas a I, a II e a IV.</p><p>3. Sobre os hidrocarbonetos alifáticos, correlacione as colunas.</p><p>(1) Parafínicos</p><p>(2) Oleofínicos</p><p>(3) Naftênicos</p><p>( ) Um de seus exemplos é o ciclo-hexano.</p><p>( ) São saturados, com cadeias abertas e podem ser lineares ou ramificados.</p><p>( ) São insaturados, com cadeias abertas ou fechadas e podem ser</p><p>ramificados ou não.</p><p>( ) Um de seus exemplos é o 1-buteno.</p><p>( ) São saturados, com cadeias fechadas, com um ou mais ciclos e podem ser</p><p>ramificados ou não.</p><p>( ) Um de seus exemplos é o isobutano.</p><p>Assinale a alternativa que apresenta a sequência correta.</p><p>A. 2 – 1 – 1 – 3 – 2 – 3</p><p>B. 3 – 2 – 3 – 2 – 1 – 1</p><p>C. 1 – 1 – 2 – 3 – 3 – 2</p><p>D. 3 – 1 – 2 – 2 – 3 – 1</p><p>4. Com relação às impurezas no petróleo, marque a alternativa correta.</p><p>A. Pode-se dizer que, em geral, óleos mais densos têm um maior teor de enxofre, mas existem</p><p>exceções.</p><p>B. A maioria dos óleos crus possui altos teores de nitrogênio.</p><p>C. Os ácidos carboxílicos de cadeia aberta são os compostos oxigenados mais prejudiciais às</p><p>refinarias, devido a seus efeitos corrosivos.</p><p>D. Os sais orgânicos dissolvidos na água emulsionada com compostos organometálicos são mais</p><p>difíceis de remover do petróleo do que os compostos complexos orgânicos dispersos no óleo.</p><p>5. Sobre a avaliação da qualidade do petróleo, considere as alternativas a seguir.</p><p>I. O armazenamento de petróleo com pressão de vapor menor do que 75 kPa deve ser estocado</p><p>em tanques com teto fixo e com recuperação dos vapor desprendidos durante sua estocagem.</p><p>II. Teores altos de compostos parafínicos resultam em valores altos de pontos de fluidez.</p><p>III. Um petróleo é considerado instável quando os asfaltenos ficam dispersos pelas resinas.</p><p>IV. Após a análise das curvas de destilação PEV do petróleo de duas amostras de petróleo, pode</p><p>ser dito que a amostra que tiver menor percentagem de componentes vaporizados, a uma</p><p>dada temperatura, será a maior produtora de derivados leves por destilação direta.</p><p>Quais estão corretas?</p><p>A. Apenas a I e a II.</p><p>B. Apenas a I e a III.</p><p>C. Apenas a I, a II e a IV.</p><p>D. Apenas a II, a III e a IV.</p><p>Respostas: 1. D; 2. C; 3. D; 4. A; 5. A</p><p>No site do Grupo A você encontra mais exercícios para reforçar o seu conhecimento.</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>AMERICAN Petroleum Institute. Washington, DC: API, c2015. Disponível em: < http://www.api.org/ >. Acesso em: 15</p><p>fev. 2016.</p><p>AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. Annual book of ASTM standards:</p><p>section 05 - petroleum</p><p>products, lubrificants, and fossil fuels. West Conshohocken: ASTM, 2011.</p><p>BRASIL, N. Í. do; ARAÚJO, M. A. S.; SOUZA, E. C. M. de. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus</p><p>derivados, processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente. Rio de Janeiro: LTC, 2011.</p><p>FARAH, M. A. Petróleo e seus derivados: definição, constituição, aplicação, especificações, características de</p><p>qualidade. Rio de Janeiro: LTC, 2012.</p><p>GROTZINGER, J.; JORDAN, T. Para entender a Terra. 6. ed. Porto Alegre: Bookman, 2013.</p><p>SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. Petróleo e gás natural. London: DK, 2013.</p><p>http://www.api.org/</p><p>SPEIGHT, J. G. The chemistry and technology of petroleum. New York: Marcel Dekker, 1991.</p><p>SZKLO, Alexandre S.; ULLER, Victor C. (Org.). Fundamentos de refino de petróleo: tecnologia e economia. 2. ed. Rio</p><p>de Janeiro: Interciência, 2008.</p><p>LEITURAS COMPLEMENTARES</p><p>CAMPOS, A. C.; LEONTSINIS, E. Petróleo e derivados. Rio de Janeiro: JR, 1988.</p><p>TISSOT, B. P.; WELTE, D. H. Petroleum formation and ocurrence: a new approach to oil and gas exploration. New York:</p><p>Berlin-Heidelberg, 1978.</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Derivados do petróleo:</p><p>características e aplicações</p><p>Paulo Cezar Auríquio</p><p>A importância dos hidrocarbonetos na matriz energética mundial está atrelada aos derivados que</p><p>se pode produzir a partir deles. Os combustíveis, como a gasolina e o diesel, movimentam as</p><p>frotas de automóveis pelo mundo afora; a queima do gás natural e do óleo combustível produz a</p><p>energia necessária para movimentar geradores elétricos; gás natural e nafta são insumos</p><p>essenciais para a produção dos principais derivados petroquímicos a partir dos quais são</p><p>produzidos os polímeros. São vários os exemplos da importância dos derivados de petróleo para</p><p>a sociedade moderna. O petróleo não é só uma fonte de energia, é também uma extraordinária</p><p>fonte de matérias-primas. Neste capítulo, serão apresentados os dados sobre a composição,</p><p>características e aplicações dos principais derivados de petróleo produzidos no Brasil.</p><p>Objetivos de aprendizagem</p><p>Enumerar os diferentes tipos de derivados que são produzidos a partir do petróleo.</p><p>Identificar a composição e as características básicas dos derivados de petróleo.</p><p>Descrever os componentes majoritários presentes nos principais derivados de petróleo.</p><p>Diferenciar os derivados em relação às aplicações de cada um deles.</p><p>PARA COMEÇAR</p><p>Autossuficiência em derivados</p><p>Em 2006, o então Presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, comemorou e fez ampla divulgação</p><p>de que o Brasil se tornava autossuficiente em petróleo ; assim, nosso país estaria entrando numa</p><p>nova era, na qual não mais dependeríamos do mercado externo para este insumo energético.</p><p>Realmente, à época, ou melhor, no momento exato em que essa frase foi proferida, éramos</p><p>autossuficientes. É uma maneira simplista e direcionada de abordar o assunto, comparando a</p><p>quantidade de petróleo produzida versus o consumo de derivados no país, sem levar em conta o</p><p>principal aspecto a ser verificado no petróleo quando se pensa na produção de derivados: a</p><p>qualidade, tanto do petróleo a ser processado quanto do derivado a ser produzido.</p><p>Uma nação pode ter capacidade de extrair petróleo em quantidades superiores ao seu consumo de</p><p>derivados, porém, isso não significa que será autossuficiente. A autossuficiência é a soma de uma</p><p>série de fatores que envolvem a produção, o tipo de petróleo obtido, a capacidade e as</p><p>características das plantas de refino, a matriz energética existente e o perfil de consumo de</p><p>derivados de um país. Isso faz com que todas as nações do mundo, mesmo as com grandes</p><p>produções de petróleo, tenham que importar cortes acabados de petróleo e derivados.</p><p>Extrair petróleo bruto de seu território com certeza é um grande benefício a qualquer nação, porém,</p><p>isso por si só não basta para lhe dar o título de autossuficiente.</p><p>Derivados combustíveis</p><p>Gás liquefeito de petróleo</p><p>O gás liquefeito de petróleo, conhecido pela sigla GLP, é a fração leve do petróleo que,</p><p>apesar de estar no estado gasoso à pressão atmosférica e temperatura ambiente, pode</p><p>ser liquefeito apenas com a pressurização, não havendo necessidade de redução de</p><p>temperatura.</p><p>Uma das principais características do gás liquefeito de petróleo (GLP) é o fato de ele ser liquefeito</p><p>somente com pressurização. Isso o torna transportável e armazenável na fase líquida em caminhões</p><p>específicos e recipientes conhecidos popularmente como botijões de gás. Nesses recipientes, o GLP se</p><p>encontra normalmente submetido a 7 kgf/cm 2 de pressão, estando líquido, o que possibilita o transporte</p><p>ou armazenamento de uma quantidade de produto bem maior por metro cúbico de espaço.</p><p>Nas refinarias, os tanques de GLP são facilmente identificados por terem formato esférico. Essa escolha</p><p>é feita porque esta figura geométrica, a esfera, é a que pode armazenar o maior volume de produto pela</p><p>menor área de terreno ocupada. Além disso, seu formato facilita a equalização da pressão contida por</p><p>toda a estrutura da esfera.</p><p>O GLP é composto basicamente por hidrocarbonetos saturados e insaturados de três e quatro carbonos.</p><p>Propano, propeno, metil-propano (Isobutano), butano e butenos totalizam quase 100 % da composição,</p><p>que ainda pode contar com pequenas quantidades de etano, pentanos ou hexanos, porém, esses</p><p>compostos são indesejáveis ao GLP, já que os mais leves tendem a aumentar muito a pressão de vapor e</p><p>os mais pesados elevam muito o ponto final de ebulição (o que afeta o armazenamento e a vaporização</p><p>do gás durante o uso).</p><p>O GLP é incolor e, se tratado adequadamente, é inodoro. O cheiro característico</p><p>observado pelo usuário é devido à injeção proposital de compostos de enxofre, chamados</p><p>de mercaptanas.</p><p>Essa adição ocorre por questões de segurança, para que vazamentos do gás sejam</p><p>facilmente detectados. Uma vez que seus compostos, no estado gasoso, são mais</p><p>pesados do que o ar, em caso de vazamento não há dispersão, e sim concentração em</p><p>locais mais baixos. Em mistura com o ar atmosférico, o gás traz alto risco de</p><p>inflamabilidade e, se confinado, explosividade. Assim, para alertar os usuários desse</p><p>risco, é introduzido o elemento que traz o odor que conhecemos.</p><p>Tipos</p><p>No Brasil, a legislação vigente, Resolução da Agência Nacional do Petróleo (ANP) n o 18/2004, estabelece</p><p>os tipos de gases liquefeitos de petróleo apresentados no Quadro 2.1, com base na proporção entre</p><p>moléculas de C3 e moléculas de C4.</p><p>Quadro 2.1 Tipos de gases liquefeitos de petróleo</p><p>Tipo Descrição Exemplo(s) de uso</p><p>Propano</p><p>comercial</p><p>Corrente contendo predominantemente propano e</p><p>propeno, a ser utilizada onde pressão de vapor e</p><p>volatilidade altas são requisitos essenciais.</p><p>Combustível para balão</p><p>Propano</p><p>especial</p><p>Corrente contendo no mínimo 90 % de propano, em</p><p>volume, a ser utilizada onde a porcentagem de propenos</p><p>(olefinas/insaturações) é limitada a no máximo 5 % em</p><p>volume.</p><p>Reações químicas em que a</p><p>instauração seja ponto</p><p>reacional indesejável</p><p>Butano</p><p>comercial</p><p>Corrente contendo predominantemente butanos e</p><p>butenos, a ser utilizada em sistemas de combustão que</p><p>necessariamente contenham vaporizadores, evitando a</p><p>chegada da fase líquida até o bico de queima.</p><p>Queimas que necessitem</p><p>condições estáveis por um</p><p>longo período.</p><p>GLP</p><p>Corrente que mistura percentuais variáveis de</p><p>propano/propeno e butanos/butenos que não se</p><p>enquadram nas definições anteriores.</p><p>Queima em fogões</p><p>domésticos para cocção de</p><p>alimentos</p><p>A Resolução da Agência Nacional do Petróleo n° 18/2004, em seu Anexo II, relaciona</p><p>localidades do Sul do Brasil onde, devido à baixa temperatura média no inverno, a</p><p>proporção de propano/propeno deve ser maior, a fim de garantir a vaporização do</p><p>produto e evitar resíduos nos recipientes (botijões). Isso é feito com a limitação da massa</p><p>específica em 550 kg/cm³, a 20 °C.</p><p>Aplicações</p><p>No Brasil, cerca de 85 % do consumo de GLP é residencial, na cocção de alimentos e no aquecimento de</p><p>água para calefação e banho. Os outros 15 % são utilizados pela indústria como combustível industrial</p><p>para segmentos específicos,</p>