APROVEITAMENTO DE GÁS DE VASO SEPARADOR · referido vaso, para succionar o gás e enviá-lo para...
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA
APROVEITAMENTO DE GÁS DE VASO SEPARADOR
DISCENTE: NIKE NILVAN DA SILVA PINTO TEIXEIRA DAS NEVES BRITO
ORIENTADOR: DR. GILSON GOMES DE MEDEIROS
NATAL
2017
NIKE NILVAN DA SILVA P.T. DAS NEVES BRITO
Aproveitamento de gás de vaso separador
ORIENTADOR:
PROFESSOR DR. GILSON GOMES DE MEDEIROS
NATAL
2017
Trabalho de conclusão de curso apresentado à Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como requisito para aprovação na atividade obrigatória DEQ0536 – trabalho de conclusão de curso e obtenção do título de Bacharel em Engenharia Química.
Catalogação de Publicação na Fonte.
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN / Sistema de Bibliotecas - SISBI
Biblioteca Setorial Prof. Horácio Nícolas Solimo - Engenharia Química - CT
Brito, Nike Nilvan da Silva Pinto Teixeira das Neves.
Aproveitamento de gás de vaso separador/ Nike Nilvan da Silva Pinto Teixeira das
Neves Brito. - Natal, 2017.
65f.: il.
Orientador: Gilson Gomes de Medeiros.
Monografia (Graduação) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro
de Tecnologia. Departamento de Engenharia Química. Programa de Pós-graduação
em Engenharia Química.
1. Indústria do petróleo - Monografia. 2. Gás natural - Guamaré (RN) -
Monografia. 3. Compressores parafuso - Monografia. I. Medeiros, Gilson Gomes de.
II. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título.
RN/UF/BSEQ CDU 665.612(02)
AGRADECIMENTOS
A Deus, inteligência suprema, causa primária de todas as coisas, pela
oportunidade de uma existência repleta de dádivas.
Ao meu marido, meu porto seguro, amigo e companheiro de todas as horas,
pelo apoio incondicional.
À toda a minha família, que, mesmo distante torce por mim, em especial minha
mãe, luz do meu caminho, meu maior exemplo de perseverança, trabalho honesto e
fé.
A todos os colegas de trabalho, gerente, supervisores e companheiros de lida,
por todo apoio, força e auxílio essencial que prestaram.
Aos colegas de curso, que me ajudaram muito, compartilhando o material das
aulas e principalmente seu conhecimento.
A todos da UFRN, servidores, professores, pela compreensão e todo apoio que
tornou possível a conclusão deste curso.
Enfim, aos amigos próximos e distantes, pelo carinho, pela constante presença
com uma palavra amiga.
RESUMO
O cenário atual da produção de petróleo e, principalmente, de gás natural no
Estado do Rio Grande do Norte é de queda. A bacia sedimentar potiguar, que produz
petróleo e gás desde 1976, já trabalha com métodos de recuperação como injeção de
gás, água e vapor. Para que haja um aumento na produção atual, seriam necessários
novos investimentos na área de recuperação e também pesquisa por novos poços, o
que é inviável no presente momento devido ao baixo preço do barril de petróleo.
Diante deste quadro, o presente trabalho teve como objetivo avaliar a probabilidade
de recuperação do gás natural do vaso separador que recebe a produção de óleo do
campo marítimo de Ubarana, e que era descartado por queima através de tocha. Tal
recuperação se deu pela instalação de uma unidade de compressão ao lado do
referido vaso, para succionar o gás e enviá-lo para tratamento e processamento.
Verificada a viabilidade técnica e econômica, seguiu-se com a instalação do
compressor e o gás, que era anteriormente descartado, une-se a outras correntes e
segue para tratamento e processamento, gerando um pequeno incremento na
produção de gás do Estado.
Palavras-chave: Vaso separador, compressor, recuperação, gás natural.
ABSTRACT
The current scenario of oil production and mainly natural gas in the state of Rio
Grande do Norte is down. The Potiguar sedimentary basin, which has produced oil and
gas since 1976, already works with recovery methods such as gas, water and steam
injection. A recovery in current production would require new investments in the area
and also a research for new wells, which is impracticable at the moment due to the low
price of the barrel of oil. The objective of this study is to recover the natural gas from
the separating vessel that receives the production of oil from the Ubarana maritime
field, which was discarded by burning through a torch. This recovery took place by the
installation of a compression unit next to the said vessel, to suction the gas and to send
it for treatment and processing. Once the technical and economical viability has been
verified, the compressor installation followed and the gas that was previously discarded
joins other streams and goes to treatment and processing, generating a small increase
in the state's gas production.
Keywords: Vessel separator, compressor, recovery, natural gas
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – Plataforma Ubarana 2. ............................................................................. 15
Figura 2 – Bomba de vareta de sucção ou unidade de bombeio em campo onshore do
RN. ............................................................................................................................ 16
Figura 3 – Distribuição da produção de petróleo por Estado. ................................... 17
Figura 4 – Distribuição da produção de gás natural por Estado. ............................... 17
Figura 5 –Trecho do vaporduto em Alto do Rodrigues. ............................................. 18
Figura 6 – Escoamento da produção do Rio Grande do Norte.................................. 19
Figura 7 – Vista aérea do polo industrial de Guamaré. ............................................. 20
Figura 8 – Macrofluxo da unidade de tratamento e processamento de fluidos. ........ 21
Figura 9 – Fluxograma do processo de tratamento do óleo produzido nos campos
terrestres. .................................................................................................................. 22
Figura 10 – Fluxograma do processo de tratamento do gás. .................................... 23
Figura 11 – Fluxograma da UPGN. ........................................................................... 23
Figura 12 – Principais formatos de vaso de pressão ................................................. 26
Figura 13 – Alguns tipos de tampo ............................................................................ 28
Figura 14 – Alguns tipos de tampos planos .............................................................. 29
Figura 15 – Demister de aço inixodável .................................................................... 30
Figura 16 – Vasos separador líquido-vapor horizontal com demister ........................ 31
Figura 17 – compressor de parafuso Mycom ............................................................ 33
Figura 18 – Fases de sucção do compressor Mycom ............................................... 35
Figura 19 – Fase da compressão do compressor Mycom ......................................... 35
Figura 20 – Fase de descarga do compressor Mycom ............................................. 36
Figura 21 – Vaso V-SD-500 que recebe as produções de Salina Cristal, Serra-Macau
e V-02. ....................................................................................................................... 37
Figura 22 – Divisão da seção transversal de um vaso horizontal .............................. 39
Figura 23 – Alturas referente ao volume do tampo ................................................... 40
Figura 24 – Simulação das correntes de gás de chegada no vaso V-SD-500 utilizando
HySys. ....................................................................................................................... 43
Figura 25 – Níveis e bocais do vaso V-SD-500. ........................................................ 50
Figura 26 – a) vaso 02, b) filtro, c) válvula de controle e d) bombas ......................... 52
Figura 27 – Vista superior da UC-02. ........................................................................ 53
Figura 28 – a) Abrigo de painéis onde está o CLP, b) IHM do compressor. ............. 54
Figura 29 – Sistema de arrefecimento do compressor UC-02. .................................. 55
Figura 30 – Sistema de alívio de gases. ................................................................... 56
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ATP-M - Ativo de Produção Mar
ATP-MO - Ativo de Produção Mossoró
CLP - Controlador Lógico Programável
DNPM - Departamento Nacional de Produção Mineral
DPCM - Desenvolvimento da Produção Construção e Montagem
ECUB - Estações de Compressão de Gás De Ubarana
EIA - Estação de Injeção de Água
EMED – Estação de Medição
ETA - Estações de Tratamento de Água
ETAP - Estação de Tratamento de Águas Servidas
ETE - Estação de Tratamento de Efluentes
ETO - Estação de Tratamento de Óleo
EVTE – Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica
GLP – Gás Liquefeito de Petróleo
PAG01 - Plataforma de Agulha 1
PARB1 - Plataforma de Arabaiana 1
PART1 - Plataforma de Aratum 1
PAT01 - Plataforma de Atum 1
PBIQ1 - Plataforma Biquara
PCIO1 - Plataforma de Cioba
PCR01 - Plataforma de Curiman 1
PCS - Poder Calorífico Superior
PEP01 - Plataforma de Espada 1
POUB1 - Plataforma oeste de Ubarana 1
PPE02 - Plataforma de Pescada 2
PPE1B - Plataforma de Pescada 1B
PRFV - Plástico Reforçado com Fibra de Vidro
PUB01 - Plataforma de Ubarana 1
PXA01 - Plataforma de Xareu 1
QAV – Querosene de Aviação
RLAM - Refinaria Landulpho Alves
RPCC - Refinaria Potiguar Clara Camarão
UPGN - Unidades de Processamento de Gás Natural
UTG – Unidade de Tratamento de Gás (remoção de sulfetos)
UTPF - Unidade de Tratamento e Processamento De Fluidos
LISTA DE SÍMBOLOS
AV - Área para escoamento do vapor
Dalim - Diâmetro nominal de alimentação
Dcond - Diâmetro nominal saída de condensado
Dgás - Diâmetro nominal de saída de gás
Dvaso - Diâmetro do vaso
Fh - Fator de velocidade, separação horizontal
H - Altura de líquido no tanque
K - Constante de Velocidade
P - Pressão
Qcond - Vazão de Condensado
Qgás - Vazão de gás
T - Temperatura
TRet - Tempo de Retenção
Valim - Velocidade de alimentação
Vbc - Velocidade no bocal de condensado
Vbe - Velocidade no bocal de entrada
Vbs - Velocidade no bocal de saída (gás)
Vcond - Volume de condensado
VK - Velocidade crítica para o vapor
VP - Velocidade de projeto
ρcond - Massa específica do condensado
ρgás - Massa específica do gás
ρmist - Massa específica da mistura
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 14
2 PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NO RIO GRANDE DO NORTE ............................ 15
2.1 Histórico da produção.......................................................................................... 15
2.2 Características da produção no estado ............................................................... 18
2.3 Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UTPF) ............................ 19
2.4 Tratamento do óleo produzido ............................................................................. 21
2.5 Processamento do gás produzido ....................................................................... 22
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .............................................................................. 24
3.1 Vasos de pressão ................................................................................................ 24
3.1.1 Formatos e posições ........................................................................................ 25
3.1.2 Tampos ............................................................................................................ 27
3.1.3 Outros constituintes .......................................................................................... 29
3.1.3.1 Demister ........................................................................................................ 30
3.1.4 Vasos separadores líquido-vapor ..................................................................... 31
3.2 Compressores ..................................................................................................... 32
3.2.1 Compressores de parafuso .............................................................................. 33
3.2.1.1 Processo de sucção ...................................................................................... 34
3.2.1.2 Processo de compressão .............................................................................. 35
3.2.1.3 Processo de descarga ................................................................................... 35
4 AVALIAÇÃO DO VASO SEPARADOR HORIZONTAL V-SD-500 .......................... 37
4.1 Bases e Premissas .............................................................................................. 37
4.2 Metodologia Utilizada, Parâmetros e Considerações .......................................... 38
4.3 Metodologia de Avaliação ................................................................................... 41
4.4 Simulações através do Hysys® ........................................................................... 43
4.4.1 Simulação de condição mais rigorosa .............................................................. 44
4.5 Avaliação das capacidades máximas de gás e condensado ............................... 45
4.5.1 - Cálculo do volume de líquido ......................................................................... 45
4.5.2 Níveis operacionais .......................................................................................... 45
4.5.3 Área de passagem de vapor ............................................................................ 46
4.5.4 Velocidade máxima admissível para o vapor ................................................... 46
4.5.5 Velocidade de projeto e velocidade do vapor ................................................... 46
4.5.6 Vazão máxima de vapor ................................................................................... 46
4.6 Avaliação dos bocais ........................................................................................... 47
4.6.1 Bocal de alimentação ....................................................................................... 47
4.6.2 Bocal de saída de gás ...................................................................................... 48
4.6.3 Bocal de saída de condensado ........................................................................ 48
4.7 Revisão do cálculo .............................................................................................. 49
4.7.1 – Vazão máxima - bocal de saída de gás - 4”– revisada .................................. 49
4.8 Resumo dos resultados ....................................................................................... 49
5 SISTEMA DE APROVEITAMENTO DO GÁS ........................................................ 51
5.1 Descrição operacional do sistema de aproveitamento do gás ............................ 51
5.2 Descrição operacional do sistema de controle .................................................... 53
5.3 Descrição do sistema de resfriamento do compressor ........................................ 54
5.4 Sistema de alívio do compressor UC-02 ............................................................. 55
6 VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DO COMPRESSOR ................... 56
7 CONCLUSÃO ......................................................................................................... 61
8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 63
14
1 INTRODUÇÃO
A bacia sedimentar potiguar produz petróleo e gás desde a década de 1976.
Com métodos de recuperação como injeção de gás, água e vapor, aplicados ao longo
dos anos, teve seu pico de produção nos anos 2000, o que levou a Petrobras a
construir uma unidade de produção de diesel, uma de querosene de aviação e mais
uma Unidade de Processamento de Gás Natural, UPGN, em suas instalações no polo
industrial de Guamaré, totalizando hoje três UPGN’s. Com o cenário atual de baixa no
preço do barril de petróleo, novos projetos para recuperação da produção de poços
maduros, ou até mesmo novos poços, se tornaram inviáveis, o que levou a uma queda
considerável principalmente na produção de gás natural. A consequência desta queda
na produção de gás foi o encerramento das atividades de duas UPGN’s, estando
operacional hoje apenas a que processa menor carga.
Com o objetivo de gerar um incremento na produção de gás do polo industrial
de Guamaré, trabalhamos neste projeto que visa a recuperação de gás do vaso
separador V-02 que recebe a produção do campo marítimo de Ubarana, a qual era
anteriormente descartada. Esta recuperação se deu pela instalação de uma unidade
de compressão UC-02, que realiza o pré-tratamento no gás e o envia para o
tratamento propriamente dito. O gás, antes descartado, segue agora tratado para
processamento e produção de gás industrial.
Faremos inicialmente uma breve apresentação sobre a produção de óleo e gás
no Estado, assim como uma descrição das instalações do polo industrial de Guamaré
e abordaremos as bases teóricas sobre compressores e vasos separadores gás-
líquido; mostraremos o dimensionamento realizado para a verificação de viabilidade
técnica, ou seja, se as instalações existentes suportariam mais esta carga de gás,
mesmo que pequena; descreveremos o funcionamento de cada etapa da nova
unidade de compressão instalada; mostraremos, de forma simplificada, a viabilidade
econômica do projeto.
15
2 PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NO RIO GRANDE DO NORTE
2.1 Histórico da produção
No Rio Grande do Norte, 15 municípios produzem petróleo e gás natural, São
eles: Alto do Rodrigues, Apodi, Areia Branca, Assu, Caraúbas, Carnaubais, Felipe
Guerra, Governador Dix Sept Rosado, Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto
do Mangue, Serra do Mel e Upanema.
As primeiras pesquisas de petróleo no Estado tiveram início ainda em 1943
pelo Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM. Até o começo da década
de 1970, prevaleceram estudos de reconhecimentos da bacia, a maioria feita pela
Petrobras, utilizando geologia de superfície, métodos geológicos e perfuração de
poços (JESIEL, 2007 apud ROCHA, 2010).
O primeiro campo descoberto foi marítimo e denominado Ubarana, está em
operação desde 1976 é localizado na costa de Guamaré, município distante 180
quilômetros da capital do Estado. O primeiro poço terrestre, perfurado em Mossoró,
entrou em operação em 1979 e ainda permanece em atividade. Na Figura 1, está
mostrada a maior plataforma em operação atualmente, no campo de Ubarana.
Figura 1 – Plataforma Ubarana 2.
Fonte: Freire, 2012.
16
Hoje, o Estado possui 13 campos de produção de petróleo em água rasas
(Agulha, Arabaiana, Aratum, Atum, Biquara, Cioba, Curimã, Espada, Oeste de
Ubarana, Pescada, Dentão, Ubarana e Xareu), totalizando 36 plataformas marítimas
(PAG01 e 02, PARB1 e PARB3, PART1 e 2, PAT01 a 03, PBIQ1, PCIO1, PCR01 e
02, PEP01, POUB1 e 2, PPE02 e 03, PPE1B, PUB01 a 15, PXA01 a 03), sendo que
apenas as PUB02 e 03 são habitáveis, mas somente a PUB02 possui equipe de
manutenção e operação embarcada, e com 76 poços produtores. Em terra, possui 83
campos terrestres, onde apenas 15 não são operados pela Petrobras, com 4.023
poços produtores e 96 estações coletoras. O Rio Grande do Norte é o maior produtor
onshore do Brasil. O Canto do Amaro é o maior campo terrestre em produção no país,
entrou em operação em 1986 e está localizado no município de Mossoró. Na Figura
2, está mostrado um poço em produção de campo onshore no Rio Grande do Norte.
Figura 2 – Bomba de vareta de sucção ou unidade de bombeio em campo onshore do RN.
Fonte: Santos, 2013.
O Rio Grande do Norte produz atualmente cerca de 50.000 bbl/d de petróleo e
1.100 Mm3/d de gás natural, tendo produzido no mês de fevereiro deste ano 51.150
bbl/d de petróleo e 1.195 Mm3/d de gás natural, segundo boletim da produção de
petróleo e gás natural de fevereiro de 2017 da Agência Nacional de Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis, ANP. Estes dados colocam o Estado em quarto lugar na
17
produção nacional de óleo e em oitavo lugar na produção de gás natural, conforme
pode ser verificado nas Figuras 3 e 4 a seguir.
Figura 3 – Distribuição da produção de petróleo por Estado.
Fonte: ANP, 2017.
Figura 4 – Distribuição da produção de gás natural por Estado.
Fonte: ANP, 2017.
18
2.2 Características da produção no Estado
A maioria do petróleo produzido no Brasil é pesado, isto é, formado
principalmente por hidrocarbonetos de tamanho molecular elevado, possivelmente
degradado devido à ação de bactérias, ocorrendo a perda das frações de parafinas
normais e de isoparafinas, elevando a sua viscosidade e acidez, bem como reduzindo
seu grau API (PARENTE, LIMA NETO, LANDAU, 2005). Seguindo o cenário nacional,
o Rio Grande do Norte também produz mais óleo pesado do que leve.
Os campos produtores do Estado são em sua maioria campos maduros, ou
seja, seus poços estão em estágio avançado de explotação, e para aumentar sua
produção necessitam da aplicação de diferentes técnicas de recuperação de petróleo.
São utilizados métodos de recuperação secundária com a injeção de água ou
reinjeção de gás e o método térmico de recuperação terciária com injeção cíclica de
vapor.
Para a injeção de vapor em seus poços, a Petrobras dispõe de geradores
próprios, que ficam nos campos produtores, e conta também com o vapor gerado pela
usina termelétrica Jesus Soares Pereira, a Termoassu. O vapor gerado pela
Termoassu chega até os campos de Estreito e Alto do Rodrigues através de
tubulação. Devido à distância entre a termelétrica e os campos produtores de petróleo,
a tubulação possui cerca de 30 quilômetros, sendo considerada o maior vaporduto do
mundo. Na Figura 5, está mostrado um trecho do vaporduto chegando a um poço
produtor.
Figura 5 –Trecho do vaporduto em Alto do Rodrigues.
Fonte: Invest NE, 2010.
19
A produção terrestre segue por meio de tubulação para as estações coletoras,
as quais estão situadas em pontos estratégicos dos diversos campos. Nas estações
coletoras, as corrente de fluidos dos diferentes poços passam por um processamento
primário simples, que consiste apenas na separação por decantação do gás, do óleo
e da água produzida. Nos campos marítimos, este processamento é feito nas
plataformas. Após a separação, todo óleo, gás e parte da água produzida são
transportados por tubulações até o polo industrial de Guamaré, onde passa por um
tratamento mais completo que inclui tratamento e estabilização do óleo,
condicionamento, compressão e processamento do gás, tratamento da água oleosa,
além do tratamento de água para descarte, que é realizado na unidade de tratamento
e processamento de fluidos, UTPF. Na Figura 6, está ilustrado o fluxo do escoamento
da produção do RN.
Figura 6 – Escoamento da produção do Rio Grande do Norte.
Fonte: adaptado de Petta et al, 1995 apud Nóbrega, 2001.
2.3 Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UTPF)
A unidade de tratamento e processamento de fluidos, UTPF, localiza-se no polo
industrial de Guamaré, área pertencente à Petrobras, onde também estão localizados:
o terminal de armazenamento e transferência de óleo da Transpetro e a Refinaria
20
Potiguar Clara Camarão, RPCC. Na Figura 7, está ilustrada toda a estrutura citada do
polo de Guamaré, onde a maior área ocupada faz parte da UTPF.
Figura 7 – Vista aérea do polo industrial de Guamaré.
Fonte: Brendler, 2010.
A UTPF é constituída por: três unidades de processamento de gás natural
(UPGN’s), porém duas delas estão definitivamente desativadas; quatro estações de
compressão de gás (ECUB’s); uma unidade de remoção de sulfetos (UTG); uma
unidade de tratamento de óleo (ETO); três estações de tratamento de efluentes
(ETE’s); duas estações de tratamento de água (ETA’s); uma estação de tratamento
de águas servidas (ETAP) e uma estação de injeção de água (EIA).
Todo o gás produzido, tanto nos campos terrestres quanto marítimos, passa
por processo de remoção de sulfetos na UTG, é comprimido nas ECUB’s, processado
na UPGN e segue para consumo através dos gasodutos Gasfor, que vai de Guamaré
a Fortaleza e Nordestão, que vai de Guamaré a Pilar, no Estado de Pernambuco. Os
gasodutos citados são operados pela Transpetro, que também possui base no polo
de Guamaré, como já citado anteriormente.
A produção de óleo do estado é tratada na ETO. Parte do óleo é entregue à
Transpetro, que o envia à Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, por navio. A
outra parte do óleo tratado segue para os tanques de carga das unidades de Diesel e
Querosene de Aviação da RPCC. A água retirada do óleo como efluente é tratada nas
21
ETE’s para ser descartada nos emissários submarinos. Na Figura 8, está mostrado o
fluxograma dos processos citados.
Figura 8 – Macrofluxo da unidade de tratamento e processamento de fluidos.
Fonte: própria autora, 2017.
2.4 Tratamento do óleo produzido
O óleo produzido nos campos terrestres é direcionado para os tanques de
lavagem a frio, onde parte da água é separada por decantação e drenada para a ETE.
Em seguida, o óleo é bombeado para os tanques de lavagem a quente, onde é
aquecido com fluido térmico e mais uma parcela de água é separada e enviada para
a ETE. O óleo é por fim bombeado para os tratadores eletrostáticos, onde é retirado
o restante da água emulsionada. Uma parte da produção de óleo terrestre segue para
os tanques de carga das unidades de diesel e de QAV da RPCC, conforme
capacidade de processamento da refinaria, e o excedente, ou seja, o que não pode
ser processado pela RPCC, segue para a Transpetro, como já mencionado no item
anterior. Na Figura 9, está ilustrado o processo de tratamento do óleo produzido nos
campos terrestres.
22
Figura 9 – Fluxograma do processo de tratamento do óleo produzido nos campos terrestres.
Fonte: própria autora, 2017.
Os campos marítimos produzem mais gás do que óleo e por esta razão, a
produção destes campos é recepcionada em vaso de expansão, onde acontece a
liberação do gás. O óleo é bombeado para o tanque de lavagem a quente, onde a
água emulsionada é drenada para a ETE. Diferentemente do óleo terrestre, toda a
produção dos campos marítimos segue para os tanques de carga da unidade de diesel
da RPCC.
2.5 Processamento do gás produzido
A UTPF recebe Gás Natural do Ativo de Produção Mar, ATP-M, e do Ativo de
Produção Mossoró, ATP-MO. O gás proveniente do ATP-M chega à UTPF através de
três dutos de 26 polegadas. O gás do ATP-MO chega através de um gasoduto de 10
polegadas. O gás natural é previamente tratado na UTG de baixa pressão visando a
remoção do H2S, que é realizada em leitos de óxido de ferro (SULFATREAT) ou
adsorvente bio-ativo (ULTRASORB), e a remoção de umidade é realizada em leitos
de peneiras moleculares. A Estação de Compressores de Ubarana, ECUB, comprime
o Gás Natural que será processado na UPGN para a produção de GLP e Gás
Industrial. Na Figura 10, está ilustrado o processo de tratamento do gás produzido.
23
Figura 10 – Fluxograma do processo de tratamento do gás.
Fonte: própria autora, 2017.
O gás comprimido na ECUB vai alimentar a UPGN, que tem por finalidade
retirar do Gás Natural o Gás Industrial, o GLP e a Gasolina Natural através de um
processo de turbo expansão. O gás industrial produzido na UPGN é disponibilizado
para o mercado através das máquinas de recompressão. A produção de gás industrial
é distribuída pelos gasodutos Nordestão e Gasfor. Parte do gás industrial produzido é
comprimido a cerca de 180 kgf/cm² e enviado para as plataformas marítimas de
Ubarana para ser utilizado nos processos de gás-lift e injeção. Na Figura 11, está
ilustrado o processamento do gás realizado na UPGN.
Figura 11 – Fluxograma da UPGN.
Fonte: própria autora, 2017.
24
Todo o GLP produzido na UPGN, conforme especificação do produto, é
odorizado e armazenado em esferas e após emissão do certificado, é liberado para
distribuição. O Gás Industrial produzido de acordo com a especificação do produto,
recebe diariamente um Certificado de Composição do Gás. Baseado neste, calcula-
se o poder calorífico superior (PCS) do gás comercializado, que é utilizado para
estabelecer o preço, conforme a norma ASTM-D 3588.
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Apresentado o histórico e as características da produção de óleo e gás no
estado, importantes para mostrar a necessidade do nosso projeto frente à queda de
produção principalmente de gás, vamos agora apresentar as bases teóricas do
trabalho. Este projeto teve como objetivo a instalação de uma unidade de compressão
para aproveitamento do gás do vaso separador que recebe o óleo do campo marítimo
de Ubarana. Este gás, que era descartado por queima através de tocha, segue agora
para tratamento e posterior processamento. Para dar base às etapas que se seguem,
caracterizaremos neste capítulo os principais equipamentos deste projeto, o vaso
separador e o compressor.
3.1 Vasos de pressão
O nome vaso de pressão designa genericamente todos os recipientes
estanques, de qualquer tipo, dimensão, forma ou finalidade, capaz de conter um fluido
pressurizado. Trataremos especificamente dos vasos de pressão que podem ser
considerados como equipamentos de processos, ou seja, onde materiais sólidos ou
fluidos sofrem transformações físicas e/ou químicas, ou os que se dedicam a
armazenagem, manuseio ou distribuição de fluidos (TELLES, 2007).
Ainda segundo Telles (2007), os vasos podem ser classificados como:
Vasos não sujeitos a chama:
• Vasos de armazenamento e acumulação.
• Torres de destilação fracionada, retificação, absorção etc.
25
• Reatores diversos.
• Esferas de armazenamento de gases.
• Trocadores de calor.
Vasos sujeitos a chama:
• Caldeiras.
• Fornos.
Numerosos processos de transformações físicas, bem como muitas reações
químicas, precisam ser efetuados em ambiente sob pressão. Para essa finalidade,
que é justamente a mais importante dos vasos de pressão, empregam-se, por
exemplo (TELLES, 2007):
• Torres de bandejas ou de recheios: processos de destilação fracionada,
retificação, absorção etc.
• Reatores diversos: craqueamento, reforma, dessulfurização, alcoilação
etc. de produtos de petróleo, diversas reações de catálise, inclusive
síntese de numerosos produtos químicos e outras reações efetuadas
sob pressão.
• Vasos separadores, separando óleos de água, gases de líquidos etc.
3.1.1 Formatos e posições
Quanto à posição de instalação, os vasos de pressão podem ser verticais,
horizontais ou inclinados. Na Figura 12, estão mostrados o diâmetro interno e o
comprimento entre tangentes, CET, de diversos tipos de vasos.
26
Figura 12 – Principais formatos de vaso de pressão.
Fonte: Telles, 2007.
Na maioria das vezes, o formato e a posição de um vaso decorrem da finalidade
ou do serviço do mesmo. Os vasos verticais são usados principalmente quando é
necessária a ação da gravidade para o funcionamento do vaso ou escoamento do
fluido. Tais são as torres de fracionamento, de retificação e de absorção, bem como
muitos reatores de catálise (TELLES, 2007).
Os vasos horizontais são usados para trocadores de calor e para a maioria dos
vasos de acumulação. Os vasos em posição inclinada são exceções, empregados
somente quando o serviço exigir, como, por exemplo, para o escoamento por
gravidade de materiais difíceis de escoar (TELLES, 2007).
Para a maior parte dos vasos o casco é cilíndrico. Isto porque o formato é mais
fácil de se fabricar e transportar, presta-se bem à maioria dos serviços, e é o que
permite o aproveitamento de chapas inteiras para a fabricação do vaso. Quando a
vazão ao longo do vaso é aproximadamente a mesma em todas as seções
transversais, o caso será um cilindro simples, como nos exemplos (a), (b), (c), (d) e
(e) da Figura 12. Quando houver grande diferença de vazão entre uma seção e outra
do mesmo vaso, devido a vários pontos importantes de entrada e saída de fluidos,
fazem-se cascos como um cilindro composto, com dois ou mais corpos cilíndricos de
diâmetros diferentes interligados por seções cônicas ou toroidais de concordância, de
tal maneira que a velocidade geral de escoamento dos fluidos ao longo do vaso seja
aproximadamente constante, aumentando-se o diâmetro onde a vazão for maior, e
27
vice-versa. A figura 12 (b) mostra um exemplo de um caso cilíndrico composto. A
velocidade geral de escoamento, aproximadamente constante ao longo do vaso, é
uma condição exigida pela maioria das reações e transformações de processo
(TELLES, 2007).
Teoricamente, o formato ideal para um vaso de pressão é uma esfera, com a
qual se chega a menor espessura de parede e ao menor peso, em igualdade de
condições de pressão e de volume contido. Entretanto, os vasos esféricos, além de
somente se prestarem como vasos de armazenamento, são caros, difíceis de fabricar,
ocupam muito espaço e raramente podem ser transportados inteiros. Por este motivo,
os vasos esféricos só são econômicos para grandes dimensões, sendo empregados,
neste caso, para armazenagem de gases sob pressão (TELLES, 2007).
O formato cônico é empregado para seção de transição entre dois corpos
cilíndricos de diâmetros diferentes, como mostrado na Figura 12 (b). Embora bem
raros, são também usados os formatos de esferas múltiplas e ovoides (TELLES,
2007).
Os vasos cilíndricos horizontais ou verticais podem, em alguns casos, ser
geminados, isto é, dois ou mais vasos de mesmo diâmetro, formando um único
conjunto, como mostrado na Figura 12 (e). Essa disposição, que resulta em economia
de tampos, de suporte e de espaço ocupado, pode ser vantajosa quando a pressão
pelo lado convexo do tampo intermediário é moderada (TELLES, 2007).
3.1.2 Tampos
Denominam-se tampos as peças de fechamento dos cascos cilíndricos dos
vasos de pressão. Na Figura 13, estão mostrados os diversos formatos de tampos,
dos quais os mais usuais são: elíptico, torisférico, cônico e plano.
28
Figura 13 – Alguns tipos de tampo.
Fonte: adaptado das figuras 1.4 e 1.6 do código ASME, seção VIII, divisão 1, apud Telles, 2007.
O tampo elíptico, Figura 13 (a), tem as seções transversais como uma elipse
geométrica perfeita. Pode ser construído com chapas da mesma espessura usada no
casco do cilindro, porque sua resistência à pressão interna é praticamente igual à do
cilindro de mesmo diâmetro (TELLES, 2007).
Os tampos torisféricos, Figura 13 (b), são constituídos por uma calota central
esférica, de raio Rc, e por uma seção toroidal de concordância, de raio Rk. Este tampo
é bem mais fácil fabricar do que o elíptico, e esta facilidade é tanto maior quanto
menos fundo for, isto é, quanto menor for o raio Rk. Inversamente, a sua resistência
será tanto maior quanto maior for Rk, permitindo chapas de menor espessura.
Qualquer tampo torisférico é sempre mais fraco do que um elíptico de mesmo diâmetro
e com mesma relação semieixos. Qualquer tampo torisférico é tanto mais resistente
quanto mais o seu perfil se aproxima de uma elipse perfeita. O tampo torisférico “falsa
elipse”, de acordo com o código ASME, seção VIII, pode ser considerado equivalente
ao tampo elíptico. Este tipo, “falsa elipse”, é o mais empregado, na maioria dos casos,
para vasos de quaisquer diâmetros (TELLES, 2007).
O tampo hemisférico, Figura 13 (c), é proporcionalmente o mais resistente de
todos, podendo ter cerca da metade da espessura de um casco cilíndrico de mesmo
diâmetro. Por outro lado, é difícil de construir e ocupa mais espaço devido sua altura
maior. É empregado para vasos horizontais em geral, vaso verticais de diâmetro muito
grande, quando as condições de processo permitem, e também para vasos pequenos
29
e médios para altas pressões, caso em que o tampo é de construção forjada integral
(TELLES, 2007).
Os tampos cônicos, Figura 13 (d), embora fáceis de construir, são pouco
usados por serem bem menos resistentes do que qualquer um dos anteriores. O seu
emprego limita-se ao tampo inferior de vasos em que seja necessário o esvaziamento
rápido completo, ou com fluidos difíceis de escoar, fluidos viscosos ou com sólidos em
suspensão, por exemplo (TELLES, 2007).
Existe uma grande variedade de tampos planos. Na Figura 14 estão mostrados
alguns exemplos. Os tipos (a) e (b) são tampos removíveis para vasos de baixa
pressão. O tipo (c) tem um flange cego aparafusado removível e o tipo (d) também é
removível mediante a retirada de um anel rosqueado no corpo cilíndrico, que o
mantém no lugar. Os tipos (e), (f) e (g) são tampos forjados, não removíveis, para
vasos de alta pressão (TELLES, 2007).
Figura 14 – Alguns tipos de tampos planos.
Fonte: adaptado das figuras UG-34 e UW-13.3 do código ASME, seção VIII, divisão 1, apud Telles,
2007.
3.1.3 Outros constituintes
Além dos componentes já citados, segundo Novo (1982), existem aqueles que
são inerentes ao serviço e tipo de equipamento empregado, tais como:
30
• Colunas: aneis Rashig/Pall, pratos perfurados valvulados, distribuidores
de líquidos, demisters, baffles etc.
• Reatores: spargers de gases, agitadores, leitos etc.
• Vasos separadores: chicanas, demisters, bota, etc.
Como itens comuns aparecem: bocais, bocas de visita e inspeção, válvula de
alívio e segurança, suportes, drenos e vents e os acessórios normais como
plataformas, escadas, isolamento, proteção antifogo (fireproof), etc.
3.1.3.1 Demister
Os eliminadores de névoa demister coletam essencialmente 100% de todas as
partículas líquidas de 2 a 5 micra de diâmetro de um vaso separador líquido-vapor,
dependendo dos parâmetros de projeto.
O demister é uma montagem de malhas com pequenas aberturas apoiadas e
retidas por grades. Quando uma corrente de vapor que transporta gotículas de líquido
passa através de uma malha de eliminação de névoa demister, o vapor move-se
livremente através da malha trançada, mas a inércia das gotículas faz com que elas
entrem em contato com as superfícies de arame, se unam e, em última instância,
drenem como gotículas grandes. Esse dispositivo está disponível em praticamente
qualquer tamanho ou forma, de acordo com as necessidades de cada projeto de
processos, em uma ampla gama de metais ou plásticos, tais como aço inox, alumínio,
cobre, titânio, PTFE, polipropileno etc. Na Figura 15, está mostrado um demister
confeccionado em aço inox.
Figura 15 – Demister de aço inixodável.
Fonte: Ningbo T.C.I CO. LTDA, 2017.
31
3.1.4 Vasos separadores líquido-vapor
Este tipo de vaso é assim denominado quando a sua finalidade é promover
uma separação de fases de uma mistura líquido-vapor, extraindo-se a corrente de
vapor pelo topo do vaso. Se a principal preocupação é obter-se vapor ou gás com o
mínimo possível de gotículas de líquido arrastadas, são conhecidos como vasos de
knock-out, K.O. drums (NOVO, 1982). Nestas aplicações costuma-se usar o já referido
demister.
A escolha entre um vaso horizontal ou vertical para esta aplicação está
relacionada com a proporção líquido/vapor da carga. Recomenda-se o uso de vaso
vertical quando a separação do líquido é muito pequena, em geral quando o arraste
do líquido é menor que 0,225 m3/h, e, portanto, o volume requerido para hold-up de
líquido é pequeno. O vaso vertical também, permite um controle mais fino do nível de
líquido. Finalmente, o vaso vertical deve ser usado quando a limitação se prende à
área disponível para instalação, por exemplo em plataformas. Quando é necessária
uma elevada taxa de separação líquido-vapor e, em consequência, o volume de hold-
up deva ser grande, usa-se o vaso horizontal (NOVO, 1982). Na Figura 16, está
mostrado um vaso separador horizontal.
Figura 16 – Vaso separador líquido-vapor horizontal com demister.
Fonte: Novo, 1982.
32
3.2 Compressores
Compressores são utilizados para proporcionar a elevação da pressão de um
gás ou escoamento gasoso. Dois são os princípios conceptivos no qual se
fundamentam todas as espécies de compressores de uso industrial: volumétrico e
dinâmico (RODRIGUES, 1991).
Nos compressores volumétricos ou de deslocamento positivo, a elevação da
pressão é conseguida através da redução do volume ocupado pelo gás. Diversas
fases constituem o ciclo de funcionamento: inicialmente, uma certa quantidade de gás
é admitida no interior de uma câmara de compressão, que então é cerrada e sofre
redução de volume. Finalmente, a câmara é aberta e o gás é liberado para consumo.
Trata-se, pois, de um processo intermitente, no qual a compressão propriamente dita
é efetuada em sistema fechado, isto é, sem qualquer contato com a sucção e a
descarga (RODRIGUES, 1991).
Os compressores dinâmicos ou turbocompressores possuem dois órgãos
principais: impelidor e difusor. O impelidor é um órgão rotativo munido de pás que
transfere ao gás a energia recebida de um acionador. Essa transferência de energia
se faz em parte na forma cinética e em outra parte na forma de entalpia.
Posteriormente, o escoamento estabelecido no impelidor é recebido por um órgão fixo
denominado difusor, cuja função é promover a transformação da energia cinética do
gás em entalpia, com consequente ganho de pressão. Os compressores dinâmicos
efetuam o processo de compressão de maneira contínua, e, portanto, correspondem
exatamente ao que se denomina, em termodinâmica, um volume de controle
(RODRIGUES, 1991).
Ainda segundo Rodrigues (1991), num quadro geral, os compressores podem
ser classificados de acordo com o princípio conceptivo:
Volumétricos:
• Alternativos
• Rotativos:
� Palhetas
� Parafusos
� Lóbulos
33
Dinâmicos:
• Centrífugos
• Axiais
O compressor do nosso projeto é um volumétrico rotativo de parafuso, faremos
a seguir a sua caracterização.
3.2.1 Compressores de parafuso
Segundo Silva (1980), um compressor de parafuso consiste essencialmente de
dois rotores ranhurados helicoidalmente, engrenando-se, colocados numa caixa
estacionária com portas de entrada e saída. Na Figura 17, estão mostradas as vistas
superior e frontal do compressor utilizado no projeto descrito por este trabalho.
Figura 17 – Compressor de parafuso Mycom.
Fonte: Silva, 1980.
34
O compressor de parafusos repete continuamente as fases de sucção,
transferência, compressão e descarga, a cada encontro de um par de filetes. Não tem
válvulas de sucção, nem descarga (SILVA, 1980).
Ainda segundo Silva (1980), há dois tipos de compressores de parafuso:
• Compressão seca (livre de óleo).
• De injeção de óleo: o óleo é injetado entre os lóbulos da máquina; o rotor
fêmea é acionado pelo macho diretamente; pode operar com altas
pressões para todas as aplicações com fluidos refrigerantes; requer
separador de óleo na descarga.
A injeção de óleo faz com que o rendimento volumétrico seja elevado, não há
fugas, e a compressão é quase isotérmica, o que gera economia de trabalho. O fluxo
de gás é contínuo, uniforme e não pulsante. O torque é constante, assegurando
desgaste mínimo das peças e manutenção reduzida. Como é um compressor
volumétrico, causando aumento de pressão por redução de volume, a operação é
estável numa ampla faixa de pressões e cargas. O movimento de rotação puro garante
operação suave com pequena vibração e baixo nível de ruído (SILVA, 1980).
3.2.1.1 Processo de sucção
O convexo do rotor macho e o côncavo do rotor fêmea engrenam-se
helicoidalmente e as bordas dos rotores são seladas pela carcaça. O ponto de sucção
ganhará gradualmente o espaço longitudinal do côncavo do rotor através do giro, até
o encontro da extremidade do convexo dos rotores, que forma a bolsa de relação
volumétrica (MAYEKAWA, 2007). Na Figura 18, estão mostrados os rotores durante
a fase de sucção.
35
Figura 18 – Fases de sucção do compressor Mycom.
Fonte: Mayekawa, 2007.
3.2.1.2 Processo de compressão
Continuando o giro, convexo e côncavo se engrenam helicoidalmente e se
inicia o deslocamento e a redução da bolsa, e gradualmente direcionando o fluxo para
a descarga (MAYEKAWA, 2007). Na Figura 19, está mostrada a etapa de
compressão.
Figura 19 – Fase da compressão do compressor Mycom.
Fonte: Mayekawa, 2007.
3.2.1.3 Processo de descarga
Como já descrito anteriormente, forma-se a bolsa de relação volumétrica, e o
espaço vai se reduzindo até o encontro com o ponto de descarga completando purga
(MAYEKAWA, 2007). Na Figura 20, está mostrada a fase de descarga.
36
Figura 20 – Fase de descarga do compressor Mycom.
Fonte: Mayekawa, 2007.
O convexo curvado e o côncavo curvado repetem o processo de sucção,
compressão e descarga. Especificamente para o compressor deste trabalho, um
compressor Mycom da Mayekawa, observa-se a ausência de válvulas, como é comum
em compressores alternativos, a ausência de vibração e a ocorrência de atritos. Além
disso, o processo é estável devido ao tipo de compressor de deslocamento positivo,
realizando trabalho suave em todas as condições de operação.
Segundo a Mayekawa (2007), a relação volumétrica é dada por:
�� =������ � �á �������� �� ��í��� � ������ ã�
� �� �� �������� � ������ � �á ����� ������ � � �����
A mesma relação pode ser dada pela Equação (1):
(��)� = �� � �á ������ (1)
Onde:
Vi = relação do volumétrico designado
πi = relação de compressão designado
37
4 AVALIAÇÃO DO VASO SEPARADOR HORIZONTAL V-SD-500
Antes da instalação propriamente dita do compressor UC-02 para recuperação
do gás do vaso V-02, foi necessário fazer uma avaliação do vaso que receberia esta
nova corrente de gás, o vaso V-SD-500, considerando o processamento simultâneo
de três correntes gasosas: Salina Cristal, Serra-Macau e do vaso V-02, conforme as
Curvas de Produção. Na Figura 21, está mostrado o vaso avaliado.
Figura 21 – Vaso V-SD-500 que recebe as produções de Salina Cristal, Serra-Macau e V-02.
Fonte: própria autora, 2017.
4.1 Bases e Premissas
A verificação do equipamento existente ao serviço pretendido foi feita com base
na folha de dados do equipamento, cujos parâmetros estão descritos a seguir:
• O vaso possui demister.
• Tempo de retenção de 5 minutos; segundo Branan (2005), valor prático
para aplicações semelhantes - a faixa de variação é de 5 a 10 min.
• Para avaliação do vaso, e considerando a pouca quantidade de
condensado, estimou-se uma vazão de condensado da ordem de 2 m3/h
(48 m3/dia). Os resultados das simulações mostraram valores de fase
38
condensada no vaso muito pequenos. Assim, optou-se em fixar um valor
limite de vazão de condensado, que, embora alto para esta aplicação,
proporciona, junto com o tempo de retenção selecionado, níveis
operacionais factíveis de controle.
• Cálculos de volumes, áreas e alturas de líquido são feitos usando
fórmulas geométricas para cálculo em vasos torisféricos horizontais, em
função de seu Diâmetro, (D), Comprimento, (L) e altura de líquido no
tanque (H).
• Com relação às curvas de produção, a Petrobras recomenda que, caso
o vaso não venha a contemplar toda a capacidade de produção prevista,
que se verifique se o mesmo poderá ainda executar o serviço reduzindo
uma fração da produção de Salina Cristal.
• Temperatura de operação do vaso = 20 °C;
• Pressão de operação do vaso = 5,0 kgf/cm2g;
• Diâmetro interno (Di) = 939,4 mm;
• Comprimento = 1700 mm;
• Bocal de entrada = 6 in;
• Bocal de saída de gás = 4 in;
• Bocal de saída de condensado = 2 in;
4.2 Metodologia Utilizada, Parâmetros e Considerações
Segundo Novo (1982), para o cálculo da velocidade do vapor, pode-se utilizar
a Equação (2), referente a vaso horizontal com demister:
VP/VK = Fproj = 1,15 (2)
No vaso horizontal, a seção transversal é dividida pelo nível de líquido HLL em
duas áreas, através das quais se dá o escoamento das fases vapor e líquido (NOVO,
1982). Na Figura 22, está mostrada esta divisão.
39
Figura 22 – Divisão da seção transversal de um vaso horizontal.
Fonte: Novo, 1982.
A relação entre a altura do HLL e o diâmetro do tambor é dada pela Equação
(3):
x = H/D (3)
A relação entre a seção transversal definida por HLL e a seção total do tambor
é dada pela Equação (4):
� =á� ! "# $ %& '(#
)*+
,
(4)
Para facilidade de cálculo, tabelas completas com valores de “x” e respectivos
valores de “y” estão disponíveis no Perry’s Chemical Engineer's Handbook (2008).
O volume de líquido no vaso será a soma do volume compreendido no trecho
cilíndrico e o volume dos dois tampos. A Equação (5) mostra como calcular o volume
do cilindro, a Equação (6) o volume dos tampos torisféricos padrão ASME e a Equação
(7) como calcular a área do tampo torisférico (NOVO,1982).
� = � ../+
0. 1 (5)
Vt = 0.081D3 (6)
At = 0.93D2 (7)
A uma altura H de líquido, o volume contido no tampo pode ser expresso em
função do volume total do tampo, como mostram as Equações (8). (9) e (10)
40
(NOVO,1982). A Figura 23 mostra as relações das alturas referentes ao volume do
tampo.
2 =3#4.3!5#�
3#4.(!&5# (8)
24 =3#4.4í67�"# 888
3#4.(!&5# (9)
1 − 2 − 24 =3#47& "# 4í67�"#.(;88<888)
3#47& "# (!&5# (10)
Figura 23 – Alturas referente ao volume do tampo.
Fonte: Novo, 1982.
O tempo de retenção do líquido considerado foi de 5 min, valor limite mínimo
aceitável para esse tipo de aplicação (separador horizontal).
O valor usualmente adotado para a constante de velocidade crítica, K, é o de
0,227 ft/s (0,0692 m/s), com o qual consegue-se uma separação bastante aceitável
para a maior parte das aplicações, com cerca de 2% em peso líquido arrastado
(NOVO, 1982).
Ainda segundo Novo (1982), os critérios para avaliação de bocais são:
• Alimentação: 60 ft/s /√ρmist ≤ Vbe (ft/s) ≤ 100 ft/s/√ρmist
• Saída de Gás: Vbs (ft/s) x √ρgás ≤ 60 ft/s
• Saída de Condensado: Vbc (ft/s) ≤ 6 ft/s
Níveis operacionais:
• LLL – Mínimo nível operacional; segundo Novo (1982) o valor prático é
de 6 pol ≈ 152 mm
41
• HLL – Máximo nível de líquido – Volume equivalente ao Tret definido, já
descontando o volume equivalente ao LLL. Segundo Novo (1982), é
usual fixar o HLL tal que a altura da fase vapor seja 20% do diâmetro
interno, com valor mínimo de 12 pol ≈ 304 mm.
• NLL – Nível normal de líquido: deve ser localizado a uma altura tal que
divida ao meio o volume contido entre os níveis HLL e LLL, ou seja, o
volume útil do vaso.
4.3 Metodologia de Avaliação
A partir das correntes de gás natural detalhas nas Tabelas 1 e 2, obtidas por
medição de vazão do processo informadas à ANP e cromatografia gasosa,
respectivamente, foi utilizado o software Hysys® para simular o comportamento da
mistura no V-SD-500. As correntes gasosas foram inicialmente saturadas com água,
em seguida misturadas e por fim a mistura foi enviada para o V-500, nas condições
de equilíbrio a 20 °C e 5,0 kgf/cm2 g.
Tabela 1 - Curva de produção das correntes de gás natural.
Ano Salina Cristal Serra-Macau V-02
1000 m3/dia
2010 6,4 - -
2011 51,64 - 3,494
2012 52,12 15,57 3,176
2013 113,33 19,62 3,762
2014 120 16,89 4,39
2015 111,81 16,18 4,953
2016 32,06 17,35 6,267
2017 32,06 14,89 8,792
Fonte: própria autora com bases nos boletins da ANP, 2017.
42
Tabela 2 - Composição em base seca
Componente Salina Cristal Serra Macau V-02
% mol
N2 1,823 3,182 1,34
CO2 2,12 1,417 2,66
O2 0 0,035 0,44
C1 95,761 71,286 39,96
C2 0,252 5,807 26,13
C3 0,015 7,48 14,52
IC4 0,004 3,015 9,15
NC4 0,011 3,992
IC5 0,001 0,991 3,24
NC5 0,002 1,027
C6 0,003 0,726 1,55
C7 0,002 0,566 0,75
C8 0,002 0,295 0,15
C9 0 0,09 0,01
C10 0,003 0,096 0 Fonte: própria autora, 2017.
As simulações feitas mostraram pouca condensação nas correntes, mesmo
fazendo uso de critérios mais rigorosos. Desse modo, conservativamente, optou-se
em adotar uma vazão de líquido, a qual, ainda que pequena em relação à corrente
gasosa, é muito superior aos valores obtidos via simulação, mas que permite uma
condição de cálculo confortável para a definição dos níveis operacionais do vaso,
aumentando a capacidade de processamento de gás. Na Figura 24 está ilustrada a
referida simulação.
A partir da simulação, foram obtidas a vazão e o volume de líquido no vaso, e
com estes dados calculou-se a área de passagem de vapor, bem como a vazão
máxima permissível para aquela geometria do vaso. Tal vazão é resultante de uma
velocidade de projeto.
Foi feita ainda uma análise sobre a adequação das vazões de entrada de vapor,
saída de gás e de condensado, aos diâmetros dos bocais, pois trata-se de um vaso
existente e a premissa, conforme recomendação da Petrobras, é avaliar qual a vazão
máxima de processamento do mesmo, sem alterá-lo.
43
Figura 24 – Simulação das correntes de gás de chegada no vaso V-SD-500 utilizando HySys.
Fonte: própria autora, 2017.
4.4 Simulações através do Hysys®
Os cálculos a seguir analisaram o comportamento das correntes com relação a
formação de condensado. Observou-se a corrente de Salina Cristal, a de maior vazão,
porém com composição de pesados, componentes passíveis de condensação, quase
nulos. Em oposição a isso, a corrente do V-02, tem maior concentração de pesados.
Analisou-se a formação de líquido nas correntes de 2014 e 2016, que representam
melhor essas duas condições.
Os resultados, resumidos abaixo, confirmaram as expectativas, mostrando que
a condensação é muito pouca nas duas situações extremas, confirmando as
premissas de cálculo.
• Resultados para a corrente resultante, no vaso, para o ano 2014:
ρgás = 4,462 kg/m3
ρcond = 1.012 kg/m3
ρmist = 4,467 kg/m3
44
Qcond = 0,1108 m3/dia
(Equilíbrio @ 5,0 kgf/cm2g, 18 °C)
• Resultados para a corrente resultante, no vaso, para o ano 2016:
ρgás = 4,395 kg/m3
ρcond = 846,3 kg/m3
ρmist = 4,421 kg/m3
Qcond = 0,2852 m3/dia
(Equilíbrio @ 4,9 kgf/cm2g, 20,5 °C)
4.4.1 Simulação de condição mais rigorosa
Por conta dos resultados obtidos na simulação feita no item 4.4, pouco
condensado, foi decidido fazer uma avaliação mais rigorosa, a partir dos dados dos
gasodutos. Usou-se então os dados de comprimento fornecidos e suprimiu-se a
corrente de Salina Cristal, isso porque a mesma é formada praticamente por
incondensáveis, o que desloca o equilíbrio para a não formação de condensados.
Novamente, pelos resultados abaixo, a formação de condensado é pequena.
Ainda que superior àquela obtida no item 4.4, ainda é inferior ao valor assumido de
modo conservativo, 2 m3/h, o qual foi mantido.
• Resultados para a corrente resultante, no vaso, para o ano 2013:
ρgás = 5,921 kg/m3
ρcond = 672,2 kg/m3
ρmist = 6,056 kg/m3
Qcond = 0,792 m3/dia
• Resultados para a corrente resultante, no vaso, para o ano 2017:
ρgás = 4,638 kg/m3
ρcond = 790,1 kg/m3
ρmist = 4,697 kg/m3
45
Qcond = 0,36 m3/dia
Foram selecionados dois anos críticos em termos de vazão: 2013, a maior
vazão de Serra – Macau, e 2017, novamente, a maior vazão do V-02. Ainda assim,
mesmo suprimindo o efeito Salina Cristal – na prática, sem condensáveis – observou-
se que a condensação ainda está muito abaixo do valor que se traçou como limite,
para esse estudo, 2 m3/h.
4.5 Avaliação das capacidades máximas de gás e condensado
4.5.1 - Cálculo do volume de líquido
Sendo:
TRet = 5 min
Qcond = 2 m3/h
Segundo Novo (1982), o volume de condensado é calculado pela Equação (11)
a seguir:
Vcond = Tret * Qcond (m3) (11)
Vcond = 0,167 m³
Acrescentando o volume de líquido abaixo do nível mínimo – Equivalente ao
LLL = 152 mm: 0,139 m3, tem-se;
VHLL = 0,306 m³
Esse volume corresponde a uma altura total de 260 mm (Nível máximo ~28%).
4.5.2 Níveis operacionais
LLL = H/D = 152/ 939,4 = 16%, nível mínimo (0,139 m3)
HLL = H/D = 260/ 939,4 = 28%, nível máximo (0,306 m3)
46
NLL = H/D = 209/939,4 = 22%, nível operacional normal (0,223 m3)
4.5.3 Área de passagem de vapor
Av (m2) = AT - AL = 0,693 – 0,156 = 0,537 m2
Sendo AT a área transversal total do vaso e AL a área transversal de líquido,
equivalente ao nível HLL.
4.5.4 Velocidade máxima admissível para o vapor
Segundo Branan (2005), essa velocidade é obtida através da Equação (12), a
seguir
VK (m/s) = K x [(ρcond – ρgás) / ρgás] ½ (12)
ρcond ≈ 930 kg/m3 (valor médio entre os calculados em 4.4)
ρgás = 4,4 kg/m3 (ver 4.4)
Sendo K, constante de velocidade crítica, 0,0692 m/s:
VK = 1,04 m/s
4.5.5 Velocidade de projeto e velocidade do vapor
Conforme Equação (2): VP/VK = Fh = Fproj = 1,15. Este fator vale para vasos
horizontais com demister. Logo a velocidade de projeto será:
VP/VK = 1,15
VP = 1,2 m/s
4.5.6 Vazão máxima de vapor
Segundo Branan (2005), a vazão máxima de vapor é calculada pela Equação
(13) a seguir:
QVAP (m3/h) = Av x VP x 3.600 (13)
47
Logo, tem-se,
2.320 m3/h (55.700 m3/dia) = 311.000 Nm3/dia @ (5 kgf/cm2 g, 20°C)
4.6 Avaliação dos bocais
Esta avaliação será feita primeiramente considerando-se as condições de
vazão de alimentação, vazão de líquido e vazão de vapor, calculadas acima, na
condição de projeto máxima.
4.6.1 Bocal de alimentação
Segundo Novo (1982), os critérios para avaliação do referido bocal são:
60 ft/s / √ρmist ≤ Vbe(ft/s) ≤ 100 ft/s / √ρmist
Calculando a velocidade do vapor no bocal de entrada:
ρmist ≈ 4,5 kg/m3 (0,281 lb/ft3) (Ver 4.1)
Dalim: 6” (154,1 mm)
Vbe = (2.320/3.600) / Sbe = 34,6 m/s (114 ft/s)
Análise dos critérios:
1) 60 ft/s / √ρmist = 113 ft/s (≤ 114 ft/s, atende)
2) 100 ft/s / √ρmist = 189 ft/s (≥ 114 ft/s, atende)
Portanto, verifica-se que o bocal de entrada de 6”, atende às exigências de
fluxo máximo.
48
4.6.2 Bocal de saída de gás
Segundo Novo (1982), os critérios para avaliação do referido bocal são:
Saída de Vapor: Vbs(ft/s) x √ρgás ≤ 60 ft/s
Calculando a velocidade do vapor no bocal de saída:
ρVapor = 4,4 kg/m3 (0,275 lb/ft3)
Dgás: 4” (102,3 mm)
Vbs = (2.320/3.600)/ Sbs = 78,4 m/s (257 ft/s)
Vbs(ft/s) x √ρgás = 135 ft/s
Verifica-se que o bocal de saída de 4”, não atende às exigências de fluxo
máximo. Essa velocidade está muito elevada considerando o limite máximo, ≤ 60 ft/s.
4.6.3 Bocal de saída de condensado
Segundo Novo (1982), os critérios para avaliação do referido bocal são:
Critério: Vbc(ft/s) ≤ 6 ft/s
Os dados do condensado são:
ρcond ≈ 930 kg/m3 (58,06 lb/ft3)
Dcond: 2” (52,5 mm)
Aqui, consideraremos a vazão limite que impusemos como premissa: Qcond = 2
m3/h
Vbcond = (2/3.600) / Sbocal = 0,257 m/s (0,84 ft/s)
Vbcond ≤ 6 ft/s – satisfatório.
49
4.7 Revisão do cálculo
Os cálculos demonstraram até aqui uma limitação do bocal de saída de gás,
que se apresenta relativamente pequeno, considerando a vazão de alimentação
calculada em 4.5.6. Verificando-se os dados de produção da Tabela 1, particularmente
para os anos 2013 a 2015, cuja soma de consumo para as três correntes é de 136.712
Nm3/dia, 141.280 Nm3/dia e 132.933 Nm3/dia, respectivamente, anos onde ocorre a
maior demanda de processamento, vê-se que a capacidade máxima calculada,
311.000 Nm3/dia é exagerada. Assim, o cálculo será refeito a seguir para obter a maior
vazão de processamento, considerando a limitação do bocal de saída de gás, e
veremos se este valor é possível de atender às demandas previstas de 2013 a 2015.
4.7.1 – Vazão máxima - bocal de saída de gás - 4”– revisada
Ainda segundo Novo (1982), Critério: Saída de Vapor: Vbs(ft/s) ≤ 60 ft/s / √ρGás
ρGás = 4,4 kg/m3 (0,275 lb/ft3)
Dgás: 4” (102,3 mm)
Vbs ≤ 60 ft/s/√ρGás => Vbs ≤ 114,4 ft/s => (34,9 m/s)
Qbs (Max) = 0,00822 x 34,9x 3.600 x 24 = 24.800 m3/dia @ (5kgf/cm2g, 20°C)
Qbs (Max) = 135.000 Nm3/dia
Vê-se que, entre 2013 e 2014, deveremos fazer pequenas reduções na
corrente de Salina Cristal, conforme bases e premissas definidas pela empresa, item
4.1, caso o sistema não seja totalmente adequado. Para os demais anos, o
dimensionamento do vaso é satisfatório.
4.8 Resumo dos resultados
Vazões máximas no vaso separador:
Vazão de condensado admitida: 2 m3/h (48 m3/dia).
Vazão máxima de vapor: 2.320 m3/h = 311.000 Nm3/dia @ 5 kgf/cm2g, 20 °C.
50
Vazão máxima de vapor:(valor revisado): 135.000 Nm3/dia@ 5 kgf/cm2g, 20 °C,
sendo esse o valor limitante de operação para o vaso.
Volumes Operacionais:
VHLL – Volume máximo de operação: 0,306 m3 – Corresponde a uma altura de
260 mm - 28% do diâmetro do vaso.
VNLL – Volume normal de operação: 0,223 m3 – Corresponde a uma altura de
209 mm - 22% do diâmetro do vaso.
VLLL – Volume mínimo de operação: 0,139 m3 – Corresponde a uma altura de
152 mm - 16% do diâmetro do vaso.
Avaliação dos Bocais:
• Bocal de Alimentação; Bocal F – 6” – Adequado;
• Bocal de Saída dos gases; Bocal V – 4” – Adequado;
• Bocal de Saída de Condensado; Bocal L – 2” – Adequado;
Na Figura 25, estão indicados os referidos bocais do vaso.
Figura 25 – Níveis e bocais do vaso V-SD-500.
Fonte: folha de dados do equipamento, 2017.
51
5 SISTEMA DE APROVEITAMENTO DO GÁS
O vaso V-02 da Estação de Tratamento de Óleo de Guamaré recebe a
produção de óleo bruto do mar da plataforma de Ubarana. Após separação gás-líquido
no V-02, a produção de óleo e água é transferida para os tanques de lavagem através
das bombas MB-02A/B. O gás era queimado na tocha TA-01. A vazão de gás
queimado na tocha era de aproximadamente 4,0 Mm³/d, podendo chegar a
aproximadamente 20,0 Mm³/d em 2023. O projeto consistiu na instalação de um
compressor elétrico de baixa pressão UC-02 para viabilizar o aproveitamento do gás
do V-02.
5.1 Descrição operacional do sistema de aproveitamento do gás
O compressor de baixa pressão, UC-02, para aproveitamento do gás, foi
instalado ao lado do vaso V-02 para facilitar as interligações do mesmo com o vaso
V-02.
O vaso V-02 recebe a produção bruta de Ubarana através de linha de 12
polegadas. Esta linha possui um filtro tipo cesto, FT-02, e em seguida uma válvula
SDV-07. O filtro cesto possui indicação de pressão diferencial com alarme de alta:
PDI-269, e PDAH-269, com set de 0,2 kgf/cm2. Possui um visor de nível, LG-27, um
transmissor de nível, LT-28, conectado a um controlador LIC que atua na válvula LV-
28, instalada na linha de descarga das bombas MB-02A/B. Existe no vaso uma chave
de nível muito baixo, LSLL-30, com alarme de nível muito baixo disponível no
supervisório, LALL-30, que, ao alarmar nível muito baixo desliga as bombas MB-
02A/B, e uma chave de nível muito alto, LSHH-29, com alarme de nível muito alto
disponível no supervisório, LAHH-29, que, ao alarmar nível muito alto, fecha a SDV-
07. Possui ainda um indicador e transmissor de pressão, PIT-264, com alarme de
pressão muito alta disponível no supervisório, com set de ajuste de 0,7 kgf/cm² g. Ao
alarmar pressão alta, fecha a SDV-617, a ser instalada na linha de sucção do
compressor, e abre a XV-616, a ser instalada na linha de alívio para tocha. Na Figura
26, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.
52
Figura 26 – a) Vaso 02, b) Filtro, c) válvula de controle e d) bombas.
Fonte: própria autora, 2017.
A alimentação do Compressor UC-02 é proveniente do header de saída de gás
do vaso V-02, com diâmetro de 8 polegadas, classe de pressão 150 libras. Este
header possui duas derivações: a principal é a sucção do compressor, com diâmetro
de 6 polegadas, classe 150 libras, e a secundária é o alívio para tocha, com diâmetro
de 8 polegadas, classe 150 libras. O compressor UC-02 possui linha de descarga
independente de 3 polegadas, classe 150 libras, e foi interligada ao vaso separador
horizontal V-SD-500. A pressão máxima de operação no ponto de interligação é de
5,0 kgf/cm²man. A pressão de descarga do compressor é igual à pressão necessária
para o escoamento da produção. O header de descarga possui uma medição de vazão
de gás com indicação no supervisório, composta pelos seguintes instrumentos:
FE/FIT-265, PIT-265 e TIT-265. Ainda no header de descarga do compressor, existe
a válvula SDV-501, a qual bloqueia a descarga do compressor para o vaso separador
V-SD-500, no caso de atuação do sinal de nível muito alto do mesmo, LSHH-501. Na
Figura 27, está mostrada uma vista superior na UC-02.
a) b)
c) d)
53
Figura 27 – Vista superior da UC-02.
Fonte: própria autora, 2017.
5.2 Descrição operacional do sistema de controle
O controle da Estação de Tratamento de Óleo de Guamaré é realizado por
Controlador Lógico Programável (CLP) e a Interface Homem Máquina (IHM) é
realizada no próprio compressor e também através de supervisório. A comunicação
entre o CLP e o supervisório é realizada através de rede ethernet.
O compressor UC-02 possui CLP individual que realiza o controle e
intertravamento das variáveis do compressor para proteção do processo,
equipamentos e pessoas. O CLP do compressor comunica-se com o CLP da ETO
através de rede ethernet, sendo que as variáveis referentes ao compressor podem ser
monitoradas e controladas local e remotamente, através de interface local ou do
supervisório. Na Figura 28, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.
54
Figura 17 – a) Abrigo de painéis onde está o CLP; b) IHM do compressor.
Fonte: própria autora, 2017.
5.3 Descrição do sistema de resfriamento do compressor
O sistema de resfriamento é composto por um resfriador a ar (air cooler), P-04,
o qual possui um ventilador com acionamento elétrico. A água quente, retornando do
compressor, vai para o tanque pulmão TQ-076. O volume total de líquido no circuito é
ajustado para manter o tanque operando a aproximadamente 50%, conforme o LG. O
tanque dispõe de linhas de transbordamento e drenagem. É um tanque em PRFV
(plástico reforçado com fibra de vidro), que respira para a atmosfera e dele são
alimentadas as bombas de recirculação.
Do tanque, a água, ainda aquecida, segue para a bomba de circulação B-54
A/B, centrífuga, e daí segue para o air cooler P-04. A tubulação de sucção da bomba
é de 4 polegadas, classe de pressão 125 libras, a tubulação de descarga é de 3
polegadas, classe 125 libras. Cada bomba tem um PI local, no seu bocal de descarga
(PI-267 A/B).
Na sucção de cada uma das bombas, há um filtro tipo cesto simplex de 4
polegadas, FT-03 A/B, que existe para reter sedimentos e impurezas sólidas. Cada
filtro é monitorado por uma indicação de pressão diferencial, com alarme de alta e
com set de 0,4 kgf/cm2 (PDAH-266 A/B) – indicando ao operador a necessidade de
troca de bomba para limpeza do elemento filtrante.
No header de descarga da B-054 A/B, na alimentação do resfriador, haverá um
indicador e transmissor de temperatura, TIT-266, com indicação de temperatura no
a) b)
55
supervisório. Também no header de alimentação do resfriador, tem-se o PIT-268, que
intertrava com as bombas, parando-as numa condição próxima do shutt-off (PSHH-
268, 2,0 kgf/cm2 g)
Após resfriamento da água, a mesma será alimentada no compressor, também
por tubulação de 3 polegadas, classe de pressão125 libras. Na saída do resfriador,
será instalado um transmissor e indicador de temperatura, TIT - 267, com indicação
de temperatura no supervisório.
Existe ainda a linha de make-up do sistema, localizada no tanque TQ-076,
controlada por uma boia. Esta linha irá suprir as perdas de água no circuito e pelas
características, espera-se uma baixa reposição. A mesma é de 1 polegada, classe de
pressão 125 libras. Na Figura 29, estão mostrados alguns dos equipamentos citados.
Figura 29 – Sistema de arrefecimento do compressor UC-02.
Fonte: própria autora, 2017.
5.4 Sistema de alívio do compressor UC-02
São empregados um sistema de alívio de gases vindos do separador de
drenos, V-UC-01, e outro para as fases provenientes dos separadores de óleo V-UC-
02 e V-UC-03.
• Alívio do separador de drenos (V-UC-01): o sistema de alívio (para o
coletor de descarga das PSV’s) consta das PSV-1708 e PSV-1709 - set:
56
1030 kPa g (10,5 kgf/cm2 g), uma como reserva da outra, de uma linha
de despressurização manual, com duplo bloqueio.
• Alívio dos separadores de óleo (V-UC-02 e V-UC-03): os gases a serem
aliviados saem do segundo separador, V-UC-03, também para o coletor
de descargas das PSV’s. Consta das PSV-1731 e PSV-1732 - set: 1373
kPa g (14,0 kgf/cm2 g), uma como reserva da outra, além da linha de
despressurização manual, com duplo bloqueio. Também para o coletor
das PSV’s, segue a descarga da BDV-1704 (despressurização do
sistema por intertravamento de emergência). Na Figura 30, estão
mostrados alguns dos equipamentos citados.
Figura 30 – Sistema de alívio de gases.
Fonte: própria autora, 2017.
6 VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DO COMPRESSOR
Um estudo de viabilidade técnica e econômica, EVTE, é algo extremamente
complexo e por si só já seria objeto de um trabalho completo e extenso. Faremos
neste capítulo apenas uma abordagem simplificada da viabilidade econômica da
instalação do compressor, para aproveitamento do gás do vaso V-02 que recebe a
produção do campo marítimo de Ubarana. Os dados apresentados são os divulgados
57
pela ANP em seus boletins mensais referentes à produção de gás da Petrobras no
Estado. Os preços referentes aos custos de material foram obtidos em consulta direta
ao fabricante do equipamento e equivalem ao equipamento completo já instalado. O
preço de venda do gás foi obtido por Ongaratto (2016). Os valores citados não são o
que realmente foram investidos pela empresa por se tratar de informação confidencial.
O método adotado é o venturi profit, ou lucro do empreendimento, lucro relativo
que estima a vantagem de investir no processo industrial, sujeito a um risco comercial,
em detrimento de um outro investimento que oferece uma taxa de retorno garantida i
[($/a)/$investido], com risco zero (PERLINGEIRO, 2015).
Estimou-se um montante Itotal de 4,5 milhões de reais investidos na implantação
e início da operação do processo. Uma vez em operação, o empreendimento deve
gerar uma receita R ($/ano), decorrente da venda do produto de acordo com a
Equação 14.
R = p * Prod (14)
Onde :
p = 0,72 R$/m3
Prod = 5.475.000,00 m3/ano
Logo, o valor da receita estimada é de:
R = 3.942.000,00 R$/ano
Dente os custos diversos está o custo com a matéria prima, Cmatprim, estimado
em R$ 2.500.000,00 por ano. Pode-se então calcular a margem bruta, MB, a partir da
Equação 15:
MB = R – Cmatprim (15)
A margem bruta estimada é de:
MB = 1.442.000,00 R$/ano
58
A margem bruta é a primeira avaliação do potencial econômico do processo
(PERLINGEIRO, 2015). Estimando um custo total, Ctotal, de 3 milhões de reais por
ano, pode-se então calcular o lucro bruto, LB, definido pela Equação 16.
LB = R – Ctotal (16)
O lucro bruto estimado é de:
LB = 942.000,00 R$/ano
O lucro bruto não avalia definitivamente o desempenho do empreendimento,
porque não retorna integralmente para o caixa. Em primeiro lugar, a empresa há que
se ressarcir do valor investido nas instalações físicas que se deterioram durante a vida
útil do processo (PERLINGEIRO, 2015). Isto corresponde ao investimento direto, Idireto,
que foi em estimado em 4 milhões de reais. A parcela deduzida contabilmente para
esta finalidade é chamada depreciação, D, e pode ser calculada pela Equação 17.
D = e * Idireto (17)
A depreciação aqui adotada é a linear, onde a taxa de depreciação, e, é igual
a 1/n, e n é o número de anos previstos como vida útil do processo, adotado como n
= 15 anos. Logo, o valor da taxa de depreciação, e, é de 0,07 R$/ano por R$ investido.
A depreciação propriamente dita é de:
D = 266.666,67 R$/ano
Com isto, pode-se calcular o lucro líquido (LA) antes de deduzir o imposto de
renda, dado pela Equação 18:
LA = LB – D (18)
LA = 675.333,33 R$/ano
59
Do valor acima, deve-se deduzir o imposto de renda, IR. O valor desta dedução
corresponde a uma taxa anal de imposto de renda, t, que, segundo a Receita Federal
brasileira, é de 15%, aplicados sobre o lucro tributável, que corresponde à diferença
entre o lucro bruto e a depreciação fiscal, Df, que é uma depreciação calculada com
uma taxa “d” de 10% segundo a Receita Federal, e determinada pela Equação 19.
Df = d * Idireto
Df = 400.000,00 R$/ano
IR = t * (LB-Df) (19)
IR = 81.300,00 R$/ano
O lucro líquido depois do imposto de renda, LD, é dado pela Equação 20.
LD = LA – IR (20)
LD = 594.033,33 R$/ano
Determinados estes parâmetros, inicia-se a caracterização do lucro do
empreendimento como um critério comparativo. Inicialmente, é deduzida,
contabilmente, uma parcela equivalente ao que a empresa lucraria com outro
empreendimento que lhe garanta uma taxa de retorno, i, sobre o Itotal que seria
investido no processo. Esta parcela é denominada retorno sobre o investimento
alternativo, RI, e pode ser calculado pela Equação 21. O valor típico para a taxa de
retorno i sobre investimento alternativo para a indústria de petróleo é de 0,11 [$/ano
por $ investido] (PERLINGEIRO, 2015).
RI = i * Itotal (21)
RI = 495.000,00 R$/ano
O lucro líquido, LL, descontado o retorno sobre o investimento alternativo é de:
60
LL = LD – RI (22)
LL = 99.033,33 R$/ano
Deve-se ainda deduzir uma parcela referente ao risco comercial que a empresa
entende correr com o empreendimento. Esta parcela é denominada compensação
pelo risco, CR, estimada aplicando-se ao Itotal uma taxa de risco h. O valor típico para
nosso tipo de empreendimento, onde ocorre redução de custo no processo existente
num ambiente estável, é de 0,01 [$/ano por $ investido] (PERLINGEIRO, 2015). A
compensação pelo risco é dada pela Equação 23.
CR = h * Itotal (23)
CR = 45.000,00 R$/ano
As taxas i e h podem ser somadas gerando a taxa de retorno com risco, im,
dada pela Equação 24.
Im = i + h (24)
Im = 0,12 R$/ano por R$ investido
A taxa de retorno sobre o investimento com risco é dada pela Equação 25.
RIR = im * Itotal (25)
RIR = 540.000,00 R$/ano
As parcelas RI e CR retornam ao caixa da empresa. O lucro do
empreendimento, LE, vem a ser, então, o lucro bruto, LB, deduzidos a depreciação,
D, o imposto de renda, IR, o retorno sobre o investimento alternativo, RI, e a
compensação de risco, CR (PERLINGEIRO, 2015), e é calculado pela Equação 26.
61
LE = LB – (D + IR + RI + CR) (26)
LE = 54.033,33 R$/ano
Este valor encontrado para LE significa que o investimento no processo, com
uma taxa de risco de 0,01, é mais vantajoso do que o investimento alternativo que
oferece uma taxa de retorno 0,11 e risco zero.
7 CONCLUSÃO
Referente à avaliação do vaso V-SD-500, verificou-se que o mesmo tem
condições de processar as quantidades solicitadas. Para se definir a condição mais
representativa de fluxo máximo, analisaram as citadas curvas e verificou-se que a
maior solicitação para o vaso, no período avaliado, ocorre nos anos 2013 a 2015,
devido à contribuição da vazão de Salina Cristal; os demais anos têm uma vazão bem
inferior à demanda desses três anos.
Relativamente às premissas de projeto, adotou-se um tempo de retenção de 5
minutos pois um maior tempo de retenção assegura uma adequada condição de
controle do nível do equipamento e permite uma maior flexibilidade operacional no
caso de descontrole a montante do vaso, evitando a perda do nível. Outra premissa
de projeto adotada foi a adoção de um Fator Fh = VP/VK = 1,15, o que permite o
processamento de maior vazão de vapor. Vale para os separadores que contém
demister, como no presente caso.
Não há como fugir à utilização de um dispositivo demister para o vaso avaliado.
Os cálculos mostram que o fator de velocidade, VP/VK, quando se usa esse dispositivo,
permite um aumento substancial da vazão de gás processado. No nosso caso, isso
envolve a diferença entre atender ou não às demandas de vazão.
As simulações mostraram que as correntes gasosas têm muito pouco
condensado a separar. Não fosse o fato de que já se tem um vaso horizontal
disponível, e já operando, poder-se-ia, para este serviço, usar um vaso de knock-out
vertical, com demister. Seria, seguramente um equipamento menor, e sendo vertical,
ocuparia uma menor área de implantação. Devido às baixas vazões de condensado,
optou-se por usar um valor de vazão bem superior ao esperado, e que permitiria um
62
dimensionamento confortável para os níveis de operação, considerando também o
tempo de retenção proposto. Tal superdimensionamento da vazão de condensado
não comprometeu a vazão de vapor, como se constatou.
Na avaliação dos bocais de alimentação, de saída de gases do vaso e de saída
de condensado, o cálculo original, para a capacidade plena de vapor, mostrou que o
bocal de saída de gás restringe a operação do vaso, relativamente à capacidade de
projeto. Os dois demais bocais demonstraram-se satisfatórios. Decidiu-se então pela
limitação do fluxo máximo, avaliando a vazão máxima do equipamento considerando
o fluxo máximo proporcionado pelo bocal de saída do gás. A vazão final fica reduzida
em quase 60% relativamente àquela de projeto.
Dos três anos de maior demanda (2013, 2014 e 2015), constatou-se que 2013
e 2014 apresentavam exigência de processamento ligeiramente superior ao
disponível do vaso. Nesse caso, uma pequena redução na corrente de Salina Cristal
é suficiente para atender às exigências do processamento. Para os demais anos, o
equipamento revela-se adequado. Ainda assim, é possível atender às necessidades
propostas nas curvas de produção, para os anos de maior demanda, demonstrando
estar o equipamento satisfatório.
Referente à avaliação econômica, pelo cenário já apresentado de queda de
produção de gás natural e falta de perspectivas recentes para implantação de novos
projetos para recuperação da produção dos campos maduros, verificou-se, com a
realização deste trabalho, que mesmo a recuperação de gás do vaso V-02 sendo
pequena, ou seja, pequena vazão obtida com a instalação do compressor UC-02, e o
lucro sendo irrisório, quando comparado a grandes investimentos que a empresa pode
fazer, o projeto é viável, pois é um tecnologia já conhecida e dominada pelo corpo
técnico da companhia e seus custos tanto para implantação quanto para a operação
são pequenos.
63
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