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DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIAESCOLA POLITÉCNICA

MESTRADO PROFISSIONAL EMGERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS

AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO

JOSÉ AUGUSTO OLIVEIRA

OTIMIZAÇÃO AMBIENTAL DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO BASEADA EM CRITÉRIOS DE PRODUÇÃO MAIS LIMPA

ESTUDO DE CASO

SALVADOR

2006

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

JOSÉ AUGUSTO OLIVEIRA

TIMIZAÇÃO AMBIENTAL DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

ASEADA EM CRITÉRIOS DE PRODUÇÃO MAIS LIMPA–ESTUDO DE CASO

Dissertação de mestrado apresentada ao Curso de

ão em

mbientais no

Processo Produtivo.

Andrade

Salvador

2006

Mestrado do Programa de Pós Graduaç

Gerenciamento e Tecnologias A

Orientador: Prof. José Geraldo de

Pacheco Filho

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m c r i t é r i o s d e P ma i s L

O482o Oliveira, José Augusto

Otimização ambiental de um sistema de produção de petróleo baseada em

critérios de Produção Mais Limpa. /José Augusto Oliveira---Salvador-Ba, 2005. 222p. il.color Orientador: Prof. Dr. José Geraldo de Andrade Pacheco Filho Dissertação (Mestrado em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no

Processo Produtivo - Ênfase em Produção Limpa) - Departamento de Engenharia Ambiental Universidade Federal da Bahia, 2005.

Referências e Apêndices. 1. Indústria Petroquímica – Aspectos Ambientais. 2. Prevenção da

Poluição 3. Eficiência industrial I. Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica. II. Pacheco Filho, José Geraldo de Andrade. III. Título

CDD 661.804

iii

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Agradecimentos

À minha esposa e companheira, Marilene, pela compreensão e tranqüilidade com que

atravessou esses longos meses de clausura doméstica, principalmente, nos fins de semana e

também por aturar e ajudar a reduzir o meu estresse.

Às minhas filhas, Raissa e Ádria, que mesmo na adolescência conseguiram ter

sabedoria para resignarem-se pela ausência temporária do pai e amigo...

Aos meus pais, João Batista e Antonia Maura, pelo apoio e estímulo sempre prestados

nos meus estudos.

Ao professor José Geraldo pela orientação na elaboração do trabalho e apoio moral

nas horas difíceis.

A todos os amigos que souberam entender as dificuldades para a travessia desse

turbilhão acadêmico...

À PETROBRAS/Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia, não apenas

pelos recursos dispendidos nessa jornada, mas principalmente pela disponibilização de suas

instalações e de seu corpo técnico para a realização desse estudo.

A toda equipe da Estação B pelas preciosas informações prestadas e ainda pela cordial

acolhida em todo período.

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RESUMO

redução da

ixa de controle de temperatura no tanque lavador; instalação de válvula moduladora no

tanque lavador. Essas propostas podem levar a um beneficio econômico anual aproximado de

R$ 940.000,00.

A crescente pressão da sociedade por um meio ambiente preservado associada aos efeitos

danosos da emissão de gases de efeito estufa ao clima do planeta têm colocado a indústria do

petróleo sob os holofotes da opinião pública mundial, compelindo-a a buscar alternativas para

melhorar a gestão ambiental dos seus processos, reduzindo a sua emissão de resíduos. Nesse

cenário, a otimização do uso de recursos naturais e a minimização dos resíduos gerados nos

processos produtivos - elementos essenciais da Produção Mais Limpa (PmaisL)- permitem o

aumento da eficiência econômica, da competitividade e da lucratividade das empresas. Para

tanto o uso equilibrado dos recursos da Terra pelas empresas- exigência da sociedade- requer

constantes avaliações dos processos produtivos baseadas nos critérios da PmaisL, pois esta é

reconhecida ferramenta para o desenvolvimento sustentável. Este trabalho desenvolve uma

metodologia para a otimização ambiental de um processo produtivo utilizando os critérios da

PmaisL e apresenta uma aplicação desta ferramenta através de avaliação de um sistema de

produção de petróleo. Em sua elaboração foram analisadas diversas metodologias disponíveis,

como também foi estudado o processo de produção de petróleo de uma maneira mais

detalhada. A análise das operações e procedimentos existentes, visando a conservação de

energia e a redução da geração de resíduos, permitiu a revisão das tarefas realizadas no

processo. Na realização da avaliação do processo produtivo foram elaborados fluxogramas

nos diversos níveis, identificadas as tarefas/atividades críticas, realizados os balanços de

massa e energia, incluindo-se dados de consumo de vapor e aditivos químicos, e, foram

criados de indicadores de performance para consumo de insumos e geração de resíduos, a fim

de que o trabalho contemplasse as propostas de PmaisL com posterior avaliação técnica

econômica e ambiental. As melhores oportunidades identificadas nesta avaliação foram:

recuperação do óleo da borra de fundo de tanque; utilização de resíduos oleosos de produção

de petróleo para a fabricação de blocos cerâmicos; instalação de recuperador de condensado

de vapor; instalação de recuperador de vapor de hidrocarboneto no tanque lavador;

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ABSTRACT

he growing pressure of society towards a preserved environment, together with the negative

of the productive processes based on the cleaner pr

imp

env

and

rese

productive process was studied in a detailed

perm

flow

ener

perform

brin

eval

tank

inst

These proposals can lead to an year

impact of the greenhouse gas emission on the planet’s climate, has put the petroleum industry

under the holophotes of the world’s public opinion. Therefore that industry has been

compelled search for alternatives to improve the environmental management of productive

processes, reducing wastes. In that scenery the optimization of the natural resources use and

the minimization of the produced waste, which are essential elements of the cleaner

roduction concept, contribute to the improvement of the enterprises economic efficiency,

competitiveness and profitability. The well-balanced use of the Earth’s resources by the

terprises, which is a growing need of the society these days, requires frequent evaluations

oduction concept, as this is considered an

ortant tool for the sustainable development. This research developed a methodology for

ironmental optimization of productive process, using the criterion of cleaner production

presents a petroleum production system evaluation using the same tool. To make real this

arch several cleaner production methodologies were investigated and the petroleum

way. The analysis of the operations and the

istent procedures aiming the energy conservation and the reduction waste production

itted a review of all tasks during the process. For evaluation of productive process some

charts were made in different levels, critical activities were identified. The mass and

gy balances were made including steam and chemical additives and also establishing

ance indicators of raw material and waste products. The conclusion of this research

gs some cleaner production propositions with technical, economic and environmental

uation. The best opportunities identified were: a) Oil recovery in sludge oily of bottom

; b) Use of oil sludge at manufacturing bricks industry; c) condensed steam recovery

allation; d) hydrocarbon emissions recovery in the storage tanks; e) reduction on the

temperature control range in the wash tank; f) modulating valve installation in the wash tank.

ly economic benefit close to US$ 340,000.00.

vii

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LISTA DE

LIS

2. 2.1–RE

3. .

SUMÁRIO

ISTA DE FIGURAS......................................................................................................12QUADROS....................................................................................................14

TA DE TABELAS .....................................................................................................15TA DE SIGLAS e ABREVIATURAS ........................................................................16INTRODUÇÃO .........................................................................................................19

1.1 OBJETIVO.................................................................................................................................................. 24 REFERENCIAL TEÓRICO.......................................................................................25

LAÇÃO ENTRE PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA ............................ 27 2 FERRAMENTAS DA PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA. ......................... 29 2.2.1 Mudanças nos insumos......................................................................................................................... 32 2.2.2 Mudanças tecnológicas......................................................................................................................... 33 2.2.3 Boas práticas operacionais “Good housekeeping” ............................................................................... 33 2.2.4 Mudanças nos produtos ........................................................................................................................ 34 2.2.5 Regeneração/reuso................................................................................................................................ 35 2.2.6 Recuperação ......................................................................................................................................... 35

2.3 METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL ................................................................................ 36 2.4 ETAPAS DA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL.......................................................... 40

2.4.1 Pré-avaliação - coleta de informações .................................................................................................. 42 2.4.2 Construção do diagrama de fluxo......................................................................................................... 44 2.4.3 Balanço de massa e energia .................................................................................................................. 46 2.4.4 Seleção do foco e priorização de processos;......................................................................................... 47 2.4.5 Estabelecimento de indicadores............................................................................................................ 48 2.4.6 Determinação dos custos das perdas..................................................................................................... 50 2.4.7 Identificação das causas de geração de resíduos .................................................................................. 51 2.4.8 Gerando as propostas de PmaisL.......................................................................................................... 53 2.4.9 Avaliação técnica ambiental e econômica ............................................................................................ 54

.REVISÃO DA LITERATURA ............ ......................................................................563 1 SISTEMA DE GESTÃO AMBIENTAL..................................................................................................... 57 3.2 PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ........................................................ 58 3 3 PROCESSO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO........................................................................................ 68

3.3.1 Coleta de Petróleo................................................................................................................................. 68 3.3.2 Separação de Fases do Petróleo............................................................................................................ 73 3.3.3 Tratamento da Água Produzida ............................................................................................................ 79 3.3.4 Armazenamento do Óleo...................................................................................................................... 81

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3.3.5 Geração e Distribuição de Vapor.......................................................................................................... 85 4.

5. 5.1 PRÉ –AVALIAÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO ............................................................................. 97

5.1.1 Descrição do processo produtivo.......................................................................................................... 98 5.1.2 Questões gerais do processo produtivo............................................................................................... 115 5.1.3 Questões específicas do processo. ...................................................................................................... 116 5.1.4 Maiores consumidores de energia e geradores de resíduos. ............................................................... 117 5.1.5 “Lay-out” das instalações. .................................................................................................................. 118

5.2 CONSTRUÇÃO DO DIAGRAMA DE FLUXO...................................................................................... 119 5.3 BALANÇO DE MASSA E ENERGIA..................................................................................................... 122

5.3.1 Balanço de massa e energia global. .................................................................................................... 123 5.3.2 Balanço de massa e energia intermediário.......................................................................................... 125 5.3.3 Balanço de massa específico. ............................................................................................................. 131 5.3.4 Análise das tarefas críticas. ................................................................................................................ 131

5.4 DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS DAS PERDAS................................................................................. 144 5.4.1 Cálculo de perda pela geração de resíduos oleosos. ........................................................................... 144 5.4.2 Cálculo do custo da perda de COV para atmosfera. ........................................................................... 145 5.4.3 Cálculo do custo de calor perdido na Estação B................................................................................. 146

5.5 SELEÇÃO DO FOCO E PRIORIZAÇÃO DE PROCESSO .................................................................... 150 5.6 ESTABELECIMENTO DE INDICADORES........................................................................................... 152 5.7 ANALISE DAS RAÍZES DAS CAUSAS ................................................................................................ 154

5.7.1 Causas da geração de resíduos oleosos............................................................................................... 154 5.7.2 Causas da perda de vapor. .................................................................................................................. 157 5.7.3 Causas da perda de calor. ................................................................................................................... 158

5.8 GERANDO AS PROPOSTAS DE PmaisL............................................................................................... 160 5.8.1–Práticas operacionais. ........................................................................................................................ 161 5.8.2–Mudanças tecnológicas...................................................................................................................... 161 5.8.3–Regeneração/reuso dentro da indústria. ............................................................................................. 162 5.8.4–Recuperação de energia fora da indústria. ......................................................................................... 162

5.9 AVALIAÇÃO TÉCNICA AMBIENTAL E ECONÔMICA .................................................................... 163 5.9.1–Avaliação global das propostas de PmaisL. ...................................................................................... 194

6. CONCLUSÕES E SUGESTÕES ...........................................................................197

7. REFERÊNCIAS......................................................................................................200

APÊNDICE...................................................................................................................216 A-1- Calor específico de soluções de Cloreto de Sódio .................................................................................. 216 A-2-Temperatura dos tanques da Estação medida em dias variados ao longo do ano 2004............................ 217

ANEXOS ......................................................................................................................218

METODOLOGIA ......................................................................................................93 RESULTADOS E DISCUSSÃO ...............................................................................96

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Anexo 1-Densidade de soluções de Cloreto de Sódio ..................................................................................... 218 vés de orifício..................................................................................................... 218

T 2004 ..................................... 219 Anexo 2-Perda de vapor atra

Anexo-3-Avaliação de aspectos e impactos da Estação retirado de SMS-NE

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LISTA DE FIGURAS Figura 1-Gerenciamento de resíduos - hierarquia de prioridades. 30

Figura 2-Técnicas de prevenção da poluição. 31

Figura 3-Prioridades para minimização de resíduos no processo. 32

Figura 4-Etapas da Metodologia de PmaisL do UNEP.

e efeito.

aisL 97

peratura média das chaminés das caldeiras. 106

ia do vapor na caldeira agosto 2004 108

igura 20-Consumo de gás natural da Estação B 110

igura 21-Consumo de água para a geração de vapor da Estação B 110

Figura 22-Gráfico de setores apresentando os resíduos gerados no Pólo de

Produção A

114

Figura 23-Diagrama de fluxo da produção do petróleo. 119

Figura 24-Diagrama de fluxo da estação B. 121

Figura 25-Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de massa. 121

Figura 26-Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de energia. 122

Figura 27-Balanço global do processo de produção 124

Figura 28-Balanço energético global do processo de produção 125

Figura 29-Balanço material do processo de coleta de óleo por carreta 126

Figura 5-Etapas para implementação de um programa de PmaisL do CNTL 38

Figura 6-Etapas da Metodologia de PmaisL do CEBDS. 39

Figura 7-Comparação entre as metodologias de PmaisL:Principais etapas 41

Figura 8-Fluxograma de processos nível 1. 44

Figura 9-Mapeamento de processo USEPA. 45

Figura 10-Diagrama da cebola. 48

Figura 11-Caracterização de um processo por meio de diagrama de causa 52

Figura 12-Gráfico esquemático viscosidade x temperatura. 70

Figura 13-Processo de medição de vapor-Desenho esquemático 72

Figura 14-Separador gás-líquido-Desenho esquemático. 74

Figura 15-Pirâmide da Pm

Figura 16-Fluxograma de processo da estação B. 98

Figura 17-Gráfico de tem

Figura 18-Gráfico de pressão média do vapor nas caldeiras. 107

Figura 19-Gráfico de pressão méd

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Figura 30-Balanço energético do processo de coleta de óleo por carreta 127

l do processo de separação óleo água 128

separação óleo água. 9

o processo de armazenamento de petróleo 130

a a drenagem de água livre

leo por carreta.

Figura 37- Fluxograma detalhado do processo de geração de distribuição de vapor 140

Figura 38-Fluxograma detalhado do processo de separação óleo- água. 142

Figura 39-Fluxograma detalhado do processo de armazenamento do petróleo. 143

Figura 40-Causas para a geração de borra no tanque de armazenamento. 155

Figura 41-Causas para a geração de borra de fundo de tanque lavador. 156

Figura 42-Causas para a perda de vapor no tanque lavador. 157

Figura 43-Causas para a geração de borra no descarregamento de carretas. 158

Figura 44-Causas para a geração de energia no armazenamento de óleo. 159

Figura 45-Sistema de recuperação de condensado para a Estação B-Desenho

esquemático.

178

Figura 46-Sistema de recuperação de COV no tanque lavador- Desenho

esquemático.

188

Figura 47- Sistema de recuperação de COV no tanque de armazenamento-

Desenho esquemático.

191

Figura 31-Balanço materia

Figura 32-Balanço energético do processo de 12

Figura 33-Balanço material do processo de armazenamento de petróleo 13

Figura 34-Balanço energético d

Figura 35-Balanço de massa específico par 131

Figura 36-Fluxograma detalhado da coleta de petró 134

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LISTA DE QUADROS Quadro 01-Indicadores de Produção Limpa 49

formance para um sistema de 66

Quadro 02 Oportunidades de melhoria de per

geração de vapor.

Quadro 03-Pontos de perdas em caldeira

Quadro 04-Matriz de priorização de processos. 1

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LISTA DE TABELAS Tabela 01-Indi de eficiência de processo –(OGP 2003) 49

a 02-Coe a de calor para tanques de petróleo. 83

la 03-Car 100

la 04- Tem s no tanque de emulsão 101

la 05-Cálculo de consumo de vapor no tanque de emulsão 102

6- Vo stação B 103

- Qu 103

08-Vol

9- Tem 104

10- Con ação B. . 109

on 109

a 12- Con 111

ela 13- Est . 113

ela 14 - Pe 116

la 15- Con 117

la 16- Res . 118

la 17- Tem ção B 136

la 18-Med 136

la 19- Con gamento de carretas 137

ela 20- Tem escarregando na Estação 137

la 21- Con 138

la 22-Cus

23-Cus 145

la 24-Cus ensado 147

ela 25 - Cu ento de perda de calor no armazenamento 147

la 26-Cus or vazamento em linha 148

la 27-Cus perda de calor tanque de emulsão 149

la 28 –Ma perdas. 149

a 29–Ind 152

la 30–Ind B 153

ela 31–Prio unção do beneficio econômico 195

cadores

Tabel ficientes globais de transferênci

Tabe retas recebidas na Estação B.

Tabe peraturas máximas medida

Tabe

Tabela 0 lumes de óleo produzido na e

Tabela 07 alidade de óleo produzido na estação B

Tabela umes de água injetada e teor de óleos e graxas na Estação B 104

Tabela 0 peraturas medidas no tanque lavador

Tabela sumo de combustível nas caldeiras da Est

Tabela 11- C sumo de energia da Estação B.

Tabel sumo anual de aditivos Estação B

Tab imativa de emissão de COV nos tanque da Estação

Tab rdas de óleo nas instalações da Estação B

Tabe sumo energético de vapor por equipamento

Tabe íduos gerados na limpeza de tanques-Estação B

Tabe po de aquecimento de carretas recebidas na Esta

Tabe ição de vazão de vapor na descarga de carretas

Tabe sumo de vapor para o descarre

Tab peratura de óleo saindo do poço e d

Tabe sumo de vapor descarga de carretas do poço FE-XII

Tabe to para gerenciamento de resíduos oleosos da Estação. 144

Tabela to para gerenciamento de COV

Tabe to para gerenciamento de perda de cond

Tab sto para gerenciam

Tabe to de gerenciamento de perda p

Tabe to para gerenciamento de

Tabe triz de Custo x processo das

Tabel icadores de PmaisL na Estação B

Tabe icadores comparativos da Estação

Tab rização das propostas de PmaisL em f

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LISTA DE SI

BDS Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável

pa da Universidade de Curtin

CCME Conselho Canadense de Ministros de Meio Ambiente

L ias Limpas

AMA Ambiente

a de alimentação da caldeira

mento da água

flar ar de combustão

água salina para o esgoto

sões ambientais

manutenção e mão-de-obra

lb).

p etróleo

rada

os Unidos

Ee Energia transferida para o sistema;

GLAS e ABREVIATURAS A Área

AN Agência Nacional do Petróleo

API Instituto Americano do Petróleo

Btu Unidade térmica britânica

Bbl Barril

BS Sedimentos básicos e água

CE Conselho Empresarial

CECP Centro de Excelência em Produção Mais Lim

CNT Centro Nacional de Tecnolog

CON Conselho Nacional de MeioCRA Centro de Recursos Ambientais

Cc Custo com combustível para produção do vapor

Ca Custo da água consumida para produção do vapor

Cta Custo do tratamento da águ

Ceb

Cec

Custa da energia para bombea

Custo da energia para insu

Cda Custa da água de descarga da

Cdc Custo de descarte das cinzas

Ce Controle das emis

Cm Custo com materiais de

CG Custo de geração do vapor em Dólar americano por mil libras (US$/1000

COV Compostos Orgânicos Voláteis

Cpa Calor específico da água produzidao

Cp Calor específico

Cp Calor específico do p

CSA Custo da situação atual

CSE Custo da situação espe

DOE Departamento de Energia dos Estad

Eac Energia acumulada no sistema.

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Et Energia transferida do sistema;

Hv Entalpia do vapor HAA Entalpia da água de alimentação

Hsv Entalpia especifica de evaporação a 65psia

INMETRO lidade Industrial

erpentina

ac Massa acumulada dentro de um sistema

GP ssociação dos Produtores de Óleo e Gás com sede em Londres

maisL Produção Mais Limpa

PCS Poder calorífico superior

Pc Preço do combustível

P2 ou 2P Prevenção da Poluição

Qt Quantidade de calor transferida por unidade de tempo

Qv Vazão de vapor

Q2 Quantidade de calor

RRC Comissão de Estradas de Ferro do Texas (Órgão de controle ambiental)

SIGRE Sistema de Gerenciamento de Resíduos

SIGEA Sistema Informatizado de Gerenciamento de Emissões Atmosféricas.

T F Temperatura final

T I Temperatura inicial

T sa Temperatura da superfície de aquecimento

To Temperatura do óleo

TPH Hidrocarbonetos totais de petróleo

TRI Tempo de retorno do investimento.

Instituto Nacional de Metrologia Normalização e Qua

IR Investimento realizado

K Coeficiente de transmissão de calor de uma s

m Massa do produto

mfl Massa do fluido em aqueciment

Me Massa entrando no sistema;

Ms Massa saindo do sistema;

O A

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U Coeficiente de global de transmissão de calor

UNCED Conferência das Nações Unidas para o Meio Ambiente e Desenvolvimento

NEP Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente

UNIDO Program

USEPA Agência

V Velocidade de queda das partículas relativa ao líquido.

∆ρ ao

µo

a das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial

de Proteção Ambiental dos Estados Unidos

Densidade diferencial entre a água e o óleo

Diâmetro das partículas de água.

Viscosidade dinâmica do óleo

c Eficiência total da caldeira (fração)

3P (Prevenção da Poluição se Paga)

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1. INTRODUÇÃO

ploração dos recursos naturais,

ois este permite harmonizar a produção de bens e serviços com mínimo impacto ao meio

ambien

o meio ambiente, por isso pressionam governos e agências ambientais por um maior

controle da poluição”.

s começaram a expressar o seu interesse por assuntos como a poluição e a depleção

de recursos ambientais de acordo com o Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente,

em líng

-se assuntos convergentes para o desenvolvimento

stentável, pois este somente pode ser alcançado com a otimização de uso de recursos

naturais e com a minimizaçã a (PmaisL). A Organização

para o Desenvolvimento Industrial das Nações Unidas- “United Nations for Industrial

Development Organizations” UNIDO (2002), reconhece que esta prática é uma ferramenta

Para alguns, a noção de desenvolvimento da indústria de óleo e gás dentro do contexto de sustentabilidade é uma contradição. Para outros, a idéia provê uma oportunidade para diálogo, consenso e criatividade. (OGP 2002, p 3, tradução nossa)

O conhecimento técnico e científico tem sido reconhecido como um dos principais

pilares da sociedade humana e elemento fundamental para a ex

te: produzir mais com menos. Como este conhecimento está em constante evolução,

bem como é notória a exigência da sociedade por melhoria da qualidade ambiental, conforme

reconhece Nobre (2000, p. 10, tradução nossa) afirmando que: “...cidadãos comuns de países industrializados e não industrializados reconhecem,

cada vez mais, a importância de um convívio adequado das atividades humanas com

Assim torna-se primordial que as organizações incorporem novos conhecimentos, o

que pode ser feito avaliando os seus processos produtivos e atualizando-os tecnologicamente,

de modo a atender as demandas sociais por uma melhoria ambiental.

Embora há muito tempo seja reconhecida a importância da tecnologia para o

desenvolvimento de uma sociedade, apenas nos anos 60 (sessenta) a preocupação com o meio

ambiente tornou-se um conceito popular entre as nações industrializadas. Nesse período os

cientista

ua inglesa- “United Nations for Environmental Program” (UNEP 2003). A crescente

demanda social pelas questões ambientais foi causada pelo aumento da pressão sobre os

recursos da Terra e pela poluição gerada por resíduos oriundos dos processos industriais.

Tecnologia e meio ambiente tornaram

o de resíduos gerados, ou seja: pel

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para as

a eficiência econômica, a

competitividade e a lucratividade.

formas sustentáveis de desenvolvimento econômico de uma sociedade, porque pode

proteger o meio ambiente e a saúde humana, e ainda melhorar

A avaliação dos processos e instalações industriais, utilizando os critérios da PmaisL,

pode identificar perdas e ineficiências, a serem corrigidas na fonte, de forma a evitar que se

transformem em impactos ambientais. Isto significa corrigir o próprio processo de produção,

(PORTER E VAN DER LINDE 1995; KIPERSTOCK 1999).

É fato que a ge

ambiente é um dos p

desequilíbrio social; h

industriais ou mesmo da atmosfera pela emissão de gases tóxicos ou que

ausam danos ao meio ambiente (a exemplo do dióxido de carbono, um dos causadores do

efeito e

econômicas,

presentam os resíduos por quaisquer restos e efluentes dos processos de produção:

bém para as entradas do processo e propuseram que a poluição e os resíduos

o produtos de uma baixa eficiência no aproveitamento dos recursos naturais, traduzindo a

idéia n

ração de resíduos nas atividades produtivas e sua fuga para o meio

rincipais causadores de impacto ambiental e um grande fator de

aja vista a crescente contaminação de corpos hídricos por resíduos

a contaminação

stufa).

Segundo Mizsey (1994, p 1) resíduo é “... qualquer material ou energia entrando no

processo que não é incorporado ao produto final desejado”. Compartilhando esse conceito;

Furtado, Silva e Margarido (2003), com uma visão sistêmica das atividades

subprodutos não utilizáveis, no todo ou em parte. Nesse contexto, os resíduos são

identificados como o problema central dos impactos ambientais e devem ser um dos

principais orientadores para a excelência ambiental das organizações (FERNANDES, ET AL

2001).

Porter e van der Linde (1995) utilizaram o conceito de resíduos não apenas para as

saídas, mas tam

sã

a seguinte equação matemática :

POLUIÇÃO = INEFICIÊNCIA

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Assim a geração de resíduos, em seu sentido mais amplo, é entendida como a

utilização incompleta de materiais e o pobre controle do processo.

so produtivo, conforme pode ser

entendido pelo próprio conceito da técnica:

; em tratamento e

disposição final e em gastos com multas por não atendimento à legislação. Tais custos

reduze

ergia e demais insumos,

onduzindo a empresa a um maior conhecimento do seu processo industrial. Isso promove o

desenv

amente causadora de impactos ambientais, sendo os de maior significância

associados à liberação de resíduos para o meio ambiente. (RAMNATH E DYAL, 2001).

Mesmo considerando todos os seus benefícios econômicos é importante a atuação desse

Nesse sentido, Kiperstok (1999, p.45), afirma que “é necessário evoluir das práticas de fim de

tubo para as de prevenção da poluição”. É preciso estabelecer novas concepções nos processos

industriais que eliminem a geração de resíduos, atacando o problema na fonte. A Produção

Mais Limpa representa esse novo paradigma para equacionar o problema da poluição, visto

que transfere o cerne da questão para o interior do proces

“A Produção Mais Limpa significa a aplicação contínua de uma estratégia

econômica, ambiental e tecnológica integrada aos processos e produtos, a fim de

aumentar a eficiência no uso de insumos e a minimização de resíduos gerados”.

(UNEP, 1996).

A melhoria ambiental e a competitividade andam juntas, já que geração de resíduos

implica em: custos adicionais devido à perda de matéria-prima e energia

m a competitividade da empresa e colocam em risco a sua sobrevivência. A geração de

resíduos, portanto, se constitui em um efeito indesejado da atividade produtiva.

A avaliação dos processos, baseada nos critérios da PmaisL, utiliza ferramentas capazes de

identificar as perdas otimizando o consumo de matérias-primas, en

olvimento de um sistema econômico e ambientalmente mais eficiente, com a

eliminação de desperdícios, a redução de resíduos e emissões, a minimização dos passivos

ambientais e a redução dos custos de gerenciamento-Centro Nacional de Tecnologias Limpas

(CNTL 2003).

A indústria do petróleo é um dos principais segmentos da economia mundial e

reconhecid

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segmen

egmento tem importante papel no

erenciamento de suas operações, de modo a reduzir suas perdas e impactos ambientais e

ainda p

o sendo, pelo menos nas próximas décadas, um importante segmento

energético nacional. A PmaisL certamente contribuirá para o prolongamento da vida dessa

atividade produtiva, com a redução dos impactos através da minimização dos resíduos

gerados e conseqüente aumento da eficiência no uso dos recursos naturais.

Wojtanowicz (1991) afirmou que o controle ambiental emergiu das atitudes da

indústria como resultado da elevação dos custos para disposição de resíduos. E que os custos

de gerenciamento têm crescido rapidamente em resposta ao aumento de volume dos resíduos

oleosos. Por fim concluiu que o aumento de volume de resíduos gerados, não está associado

ao aumento da produção, e sim às regulamentações mais restritivas.

O segmento de Exploração e Produção de petróleo, internacionalmente conhecido

como E&P, é o responsável pelo início da cadeia produtiva da indústria do petróleo,

especificamente pela identificação e mapeamento dos reservatórios produtores até a entrega

do óleo para o refino. No Brasil, este segmento representado pelas Unidades de E&P da

Petróleo Brasileiro S.A.- PETROBRAS, apesar da redução da geração de resíduos imposta

por medidas de controle e adequação às restrições legais–ainda gera consideráveis volumes de

resíduos.

to minimizando a sua geração de resíduos e os conseqüentes impactos ao meio

ambiente.

A indústria de óleo e gás permanecerá sendo a maior componente da matriz energética

mundial por vários anos, até que fontes de energia alternativas se tornem disponíveis e viáveis

economicamente. Durante este período de transição, esse s

rover energia a custos razoáveis. (ARSCOTT 2003).

Dados apresentados pelo Ministério da Minas e Energia (2003), referentes ao ano de

2002 para o Brasil, mostram que essa atividade respondia por 43,1% da Matriz Energética

Nacional, equivalente a 1.449.000 bbl/dia (Petróleo e Gás Natural). Assim o petróleo e o gás

natural continuarã

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A Unidade de Negócio de E&P, na Bahia - mesmo investindo na modernização de

m procedimentos operacionais, adoção de sistemas de gestão padronizados

onforme a norma (NBR ISO–14000), manutenção de dutos e automação – ainda gera

onsiderável montante de resíduos oleosos, sendo contabilizado entre 500t e 800 t por mês,

segund

es de processamento e armazenamento, ficando sujeitas a perdas de

sumos, especialmente as Unidades terrestres mais antigas. Assim, a avaliação dessas

instalaç foque na PmaisL torna-se importante para

duzir a geração de resíduos e melhorar a eficiência do processo com aumento de sua

ompetitividade.

suas instalações, e

o dados obtidos do sistema informatizado de gerenciamento de resíduos medidos

durante o período de 1998 a 2003. (PETROBRAS 2004a).

As instalações de produção de petróleo, apesar se sua simplicidade, envolvem

consideráveis volum

ões de produção de óleo e gás com en

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1.1 OBJETIVO

O objetivo deste trabalho é desenvolver uma metodologia para otimização ambiental

de um sistema de produção de petróleo, utilizando os critérios de produção mais limpa, e

aplicar esta ferramenta na unidade industrial Estação B, localizada na Bacia sedimentar do

ecôncavo – Estado da Bahia, propondo medidas para a redução do consumo de insumos e da

geração

Como objetivos

1. Identificar os processo

2. Identificar os resíduos gerados e oportunidades de melhoria em cada etapa do processo

de resíduos.

específicos propõem-se:

s críticos da Estação sob os critérios da Produção mais Limpa.

produtivo.

3. Estabelecer proposta de Produção mais Limpa para a redução de geração de resíduos

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2. REFERENCIAL TEÓRICO

duos antes deles deixarem o processo. Para os

produtos, a estratégia foca na redução de impactos ao longo de todo ciclo de vida do

e Evans (2001) – permite obter as melhorias

mbientais que, por serem resultados da minimização de perdas, trarão benefícios econômicos

como conseqüência.

Shen (1999) cita as várias iniciativas de empresas preocupadas com a redução da

geração de resíduos nos seus processos. Inicialmente o aspecto econômico, visando aumentar

a taxa de utilização da matéria-prima, era primordial. Posteriormente, o enfoque dado às

questões ambientais pela sociedade levou as empresas a se engajarem na prevenção da

poluição. A origem do termo “prevenção da poluição” remonta a 1976, quando o Dr. Joseph

Ling da Companhia 3M falou sobre o programa 3P (Prevenção da Poluição se Paga), durante

o primeiro Seminário para a Europa da Comissão Econômica das Nações Unidas, realizado

Este trabalho está baseado nos princípios da Produção Mais Limpa e Prevenção da

Poluição (2P), que são práticas de minimização de emissões na fonte e redução de consumo

de matérias-primas e energia.

O UNEP (1996), define PmaisL como: “A contínua aplicação de uma estratégia ambiental preventiva integrada aos

processos e produtos para reduzir riscos aos seres humanos e ao meio ambiente. Para

os processos de produção, a Produção Mais Limpa inclui a conservação de matéria-

prima e energia, eliminação de matérias-primas tóxicas, e redução na quantidade e

toxicidade de todas as emissões e resí

produto, da extração da matéria-prima à última disposição do produto”.

Este conceito apresenta a essência da técnica de PmaisL que é o aumento da eficiência

do uso dos recursos naturais, a partir do processo produtivo; fonte da qual emanam os

impactos ambientais, os danos a saúde ou as perdas financeiras. A atuação nos processos

produtivos – utilizando as diversas ferramentas organizadas por Rittmeyer (1991), Hopper et

al (1994), UNEP (1996), La Grega, Buckingham

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em Paris. Nesse mesmo ano as Nações Unidas lançaram os seus princípios de Prevenção da

As tecnologias limpas ou mesmo as técnicas voltadas para a PmaisL adquiriram

impuls

a se

fetivar a partir de 1992, quando da realização da Conferência das Nações Unidas para o

Meio

1 e introduziu

s métodos de produção mais limpa, tecnologias de reciclagem e gerenciamento preventivo

para re

rporado esta

stratégia ambiental à sua matriz de negócios. Por outro lado, a legislação ambiental tem sido

cada ve

L. Centre

f Excellence in Clean Production.(CECP 2003)

Poluição. Neste sentido a PmaisL seria considerada uma evolução da 2P.

o a partir do conceito de desenvolvimento sustentável, especialmente depois da decisão

do Conselho de Governo do UNEP, em 1989, que estabeleceu prioridade para as atividades

relacionadas com tecnologias de baixo resíduo, produção mais limpa, gerenciamento de

resíduos e política industrial. O direcionamento dado às tecnologias limpas começa

Ambiente e Desenvolvimento –“United Nations Conference on Environment and

Development”–UNCED, (CONFERÊNCIA RIO-92) a qual lançou a Agenda 2

alizar o desenvolvimento sustentável.

A partir do entendimento de que a prevenção da poluição está associada à redução de

custos, como conseqüência da melhoria da produtividade; as empresas têm inco

z mais restritiva. Assim, o aumento da conformidade ambiental torna-se fundamental

para a imagem da empresa e a redução de seus custos. Esses dois itens do ambiente

empresarial são apontados como os principais elementos motivadores para a Pmais

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2.1–RELAÇÃO ENTRE PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA

A Prevenção da Poluição e a PmaisL são técnicas muito parecidas quanto as

ferramentas aplicadas para avaliação dos sistemas produtivos. Apesar dessas técnicas serem

consideradas iguais por alguns e diferentes por outros, há concordância que as ferramentas de

prevenção são as mesmas. A seguir estão transcritos alguns conceitos das duas técnicas.

Hopper et al (1994, p 187) definem prevenção da poluição como: “.. o uso de materiais,

processos, ou práticas que reduzem ou eliminam a criação de poluentes ou resíduos na fonte”

O Conselho Canadense de Ministros do Meio Ambiente (2003), em língua inglesa

“Canad

CNTL (2003, p7) utilizando o conceito desenvolvido pelo UNEP, considera a

PmaisL

es de prevenção da poluição; o que

culminou com a promulgação da Lei de Prevenção da Poluição “Pollution Prevention Act–

ian Council of Minister of the Environment”, utiliza um conceito bastante semelhante

e abrangente, defendendo que a Prevenção da Poluição é o uso de processos, práticas,

materiais e energia que evitam ou minimizam a criação de poluentes e resíduos.

O conceito de PmaisL apresentado pelo UNEP (1996), no item anterior, inclui um

nível de detalhamento que permite um entendimento da abrangência da técnica, sem no

entanto, perder o foco que é a eliminação das matérias–primas tóxicas e emissões.

como:

“A aplicação continua de uma estratégia técnica, econômica e

ambiental integrada aos processos e produtos, a fim de aumentar a eficiência

no uso de matérias-primas, água e energia, através da não geração,

minimização ou reciclagem dos resíduos e emissões geradas, com benefícios

ambientais, de saúde ocupacional e econômicos ”.

A Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos foi pioneira na elaboração–

através do seu Escritório de Prevenção da Poluição “Pollution Prevention Office”, em nível

institucional– de um ensaio com a hierarquia das açõ

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PPA” em 1990 pelo Congresso daquele país. A partir de então ocorreu a evolução da

ais e

cnicas.

O UNEP (1996) utiliza o termo PmaisL como sinônimo de 2P, registrando que a

distinç

afirma haver alguma diferença entre

s Limpa foca no uso mais eficiente de recursos naturais. P2

rsos naturais pela conservação”. O CECP (2003, p 17, tradução

endimento: “a Produção Mais Limpa quando aplicada ao

como prevenção da poluição ou minimização de resíduos”.

As técnicas da PmaisL e 2P são realizadas pela aplicação de conhecimento, por

melhor

metodologia e o seu detalhamento, estabelecendo assim uma seqüência de ações gerenci

té

A “United States Environmental Protection Agency” (USEPA) (2001 a) considera que

a 2P significa redução na fonte e outras práticas que reduzam ou eliminem a criação de

poluentes. Estas práticas envolvem um criterioso uso de recursos através da redução na fonte,

contemplando eficiência energética, reuso de matérias-primas e redução de consumo de água.

Prevenção da poluição e conservação de energia são atividades complementares. Ações que

conservam energia reduzem a quantidade de resíduos produzidos pelo processo de geração de

energia, e ações que reduzem a produção de resíduos tornam menores os gastos com energia

pelo manuseio e tratamento desses resíduos.

Apesar da ênfase adquirida no fim da década de 80 (oitenta), em função das Nações

Unidas, pode-se afirmar que a operacionalização do conceito de prevenção da poluição surgiu

a partir da própria indústria, quando se estabeleceu programas de minimização de resíduos.

ão entre eles tende a ser apenas geográfica, pois o termo 2P é usado nos Estados

Unidos, enquanto PmaisL no resto do mundo. A PmaisL também é conhecida como

Minimização de Resíduos e Redução na Fonte.

A USEPA (2001b, p 23, tradução nossa), porém,

os termos; “A Produção Mai

procura a proteção de recu

nossa) apresenta idêntico ent

processo é também conhecida

ia na tecnologia e, principalmente, por troca de atitudes, tendo forte concentração de

esforços na vertente gerencial e social da organização.

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2.2 FERRAMENTAS DA PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO E PRODUÇÃO MAIS LIMPA.

A prevenção da poluição refere-se à eliminação, troca ou redução de práticas

peracionais que promovam descargas para o meio ambiente e está fortemente associada à

plicação hierarquizada dos princípios de gerenciamento de resíduos: a conhecida técnica dos

R’s (Reduzir, Reutilizar, Reciclar). Essa hierarquia de gerenciamento coloca uma seqüência

e opções. A primeira e preferida é a redução na fonte, considerada como qualquer atividade

ue reduza ou elimine a geração de resíduos na fonte ou a liberação de um contaminante de

m processo. Reutilizar um produto traz como vantagem minimizar o uso de produto virgem.

próxima opção é a reciclagem. Reciclar significa a recuperação de um constituinte

proveitável de um resíduo para reuso, ou uso de um resíduo como substituto para um produto

omercial ou como produto para um processo industrial. As duas últimas e menos

comendadas são o tratamento e a disposição final. Esses fundamentos de prevenção acima

itados devem ser considerados não apenas na operação das facilidades de produção, mas

mbém, na própria concepção do projeto dessas instalações.

Conceitualmente a PmaisL e a 2P abrangem uma infinidade de elementos sociais e

cnológicos, passando pela componente gerencial, que devidamente aplicados às

rganizações podem promover a redução de geração de resíduos nos processos industriais e a

timização do uso de insumos. Nesse aspecto o CECP (2003) entende que a PmaisL é

1–boas práticas operacionais;

2–subs

belecendo uma hierarquização das diversas ferramentas propostas,

realizada através de práticas de prevenção, quais sejam:

tituição de insumos;

3–modificações tecnológicas;

4–modificações no produto;

5–reciclagem interna.

Rittmeyer (1991) logo após a promulgação da lei de prevenção da poluição dos

Estados Unidos – “Pollution Prevention Act” fez uma abordagem do assunto transcrevendo a

interpretação da lei e esta

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desde a redução na fonte com os seus diversos elementos até a destinação final, passando pela

ciclagem, conforme mostrado na Figura 01, a seguir.

Figura

minimização de geração de resíduos. As técnicas

associa as à redução na fonte são as preferidas, pois contemplam a efetiva prevenção. Já as

técnica

Redução da Fonte

A redução na fonte ou eliminação do resíduo dentro do processo.Incluem as modificações no processo, substituição de matérias-primas, melhorias na matéria-prima por purificação, melhorias no housekeeping e praticas de gerenciamento, aumento na eficiência dos equipamentos e reciclagem dentro do processo.

Reciclagem

O uso ou reuso de resíduos perigosos como efetivo Substituto para um produto comercial ou como um ingrediente ou insumo em um processo industrial. Este pode ocorrer na instalação ou fora dela, e inclui a recuperação de frações usáveis dentro do resíduo. A retirada de contaminantes do resíduo permite este ser utilizado como substituto de combustível ou suplemento.

Separação e concentração do resíduo.

Troca do resíduo

Recuperação de energia e material

Tratamento do resíduo

Qualquer método, técnica, ou processo que troque as características físicas, químicas ou biológicas de qualquer resíduo perigoso de modo que neutralize o resíduo, recupere energia ou material, ou converta o resíduo em não perigoso ou menos perigoso, mais seguro para gerenciar, mais estável para recuperar ou armazenar, ou reduzido em volume

Disposição

O descarte, deposição, injeção, lançamento no solo, derramamento, vazamento, ou colocação do resíduo dentro ou sobre o solo ou água, de maneira que o resíduo, ou qualquer de seus constituintes possa entrar no ar ou ser descarregasuperficie.

do em qualquer água incluindo de sub-

Gerenciamento de resíduos-Hierarquia de Prioridade USEPA

Redução da Fonte

Reciclagem

Separação e concentração do resíduo.

Troca do resíduo

Recuperação de energia e material

Tratamento do resíduo

Disposição

do em qualquer água incluindo de sub-

Gerenciamento de resíduos-Hierarquia de Prioridade USEPA

Redução da Fonte

Reciclagem

Separação e concentração do resíduo.

Troca do resíduo

Recuperação de energia e material

Tratamento do resíduo

Disposição

do em qualquer água incluindo de sub-

Gerenciamento de resíduos-Hierarquia de Prioridade USEPA

01–Gerenciamento de resíduos – hierarquia de prioridades Rittmayer (1991)

Hopper et al (1994) e Shen (1999), ainda utilizando a lei da Prevenção da Poluição

como referência, mostraram, conforme Figura 02, a existência de várias trajetórias a serem

seguidas para a realização de um projeto de

s de reciclagem, mesmo não eliminando a geração do resíduo, permitem que o mesmo

seja usado em outro processo ou atividade. A organização das ferramentas de prevenção da

poluição dada pelos autores é praticamente a mesma e tem sido utilizada por todas as

metodologias de PmaisL.

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RECICLAGEM INTERNAE EXTERNA

MUDANÇAS NO PRODUTO

Substituição do produto

Figura 02–Técnicas de prevenção da poluição com base em (LA GREGA, BUCKINGHAM E

VANS 2001; HOPPER et al 1994; SHEN 1999).

Neste modelo a ênfase está nas mudanças no produto e no processo, sendo seguidas

elas mudanças tecnológicas e práticas operacionais. Assim, as possíveis tecnologias e/ou

atitude

a PmaisL com o processo produtivo no centro, Figura 03,

ircundado pelas ferramentas de prevenção da poluição ou minimização de resíduos, e

esta l cimento detalhado das suas várias etapas, para então lançar

as o õ

s gerenciais e técnicas, organizam-se da esquerda para a direita e de cima para baixo,

segundo sua importância ou prioridade de aplicação: quanto mais à esquerda ou mais no alto,

mais desejável é a atitude ou a tecnologia.

O UNEP (1996) organiza

be ece como critério o conhe

pç es de melhorias.

Conservação do produtoAlterações na

composição

REGENERAÇÃO E REUSO

Retorno ao processo original .

outro processo.

Substituto de matéria-prima para

MUDANÇAS NO PROCESSO

RECUPERAÇÃO

Processamento para recuperação de

como sub-produto.

material. Processamento

MUDANÇA NOS INSUMOS

Purificação de materiaisSubstituição de materiais

MUDANÇA NATECNOLOGIA

Mudanças no Lay-outMelhorias nos equipamentos

(Tubulação etc.)Maior automaçãoMudanças nas condições operacionais

Novas Tecnologias

BOAS PRATICAS OPERACIONAIS

Procedimentos de Manutenção de OperaçãoPrevenção de perdasPraticas gerenciaisSegregação de correntes e

de resíduosMelhorias no manuseio dos

materiaisProgramação da produção.Treinamento

REDUÇÃO NA FONTE

Ordem de aplicação

PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO

ALTAMENTE DESEJÁVEL POUCO DESEJÁVEL

RECICLAGEM INTERNAE EXTERNA

MUDANÇAS NO PRODUTO

Substituição do produto

Alterações na composição

REGENERAÇÃO E REUSO

Retorno ao processo original .

outro processo.

Conservação do produto

Substituto de matéria-prima para

REGENERAÇÃO E REUSO

Retorno ao processo original .

outro processo.

Substituto de matéria-prima para

MUDANÇAS NO PROCESSO

RECUPERAÇÃO

Processamento para recuperação de

como sub-produto.

material. Processamento

RECUPERAÇÃO

Processamento para recuperação de

como sub-produto.

material. Processamento

MUDANÇA NOS INSUMOS

Purificação de materiaisSubstituição de materiais

MUDANÇA NOS INSUMOS

Purificação de materiaisSubstituição de materiais

MUDANÇA NATECNOLOGIA

Mudanças no Lay-outMelhorias nos equipamentos

(Tubulação etc.)Maior automaçãoMudanças nas condições operacionais

Novas Tecnologias

MUDANÇA NATECNOLOGIA

Mudanças no Lay-outMelhorias nos equipamentos

(Tubulação etc.)Maior automaçãoMudanças nas condições operacionais

Novas Tecnologias

BOAS PRATICAS OPERACIONAIS

Procedimentos de Manutenção de OperaçãoPrevenção de perdasPraticas gerenciaisSegregação de correntes e

de resíduosMelhorias no manuseio dos

materiaisProgramação da produção.Treinamento

BOAS PRATICAS OPERACIONAIS

Procedimentos de Manutenção de OperaçãoPrevenção de perdasPraticas gerenciaisSegregação de correntes e

de resíduosMelhorias no manuseio dos

materiaisProgramação da produção.Treinamento

REDUÇÃO NA FONTE

Ordem de aplicação

PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO

ALTAMENTE DESEJÁVEL POUCO DESEJÁVEL

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Figura 03– Prioridades para minimização de resíduos no processo. UNEP (1996)

que os fatores que geralmente

afetam as correntes de resíduos e emissões são: os produtos; as

entr a so.

Esses e omo causas das gerações de resíduos e dão origem às

técn a oluição, quais sejam: as modificações no produto; modificações

as tecnologias; práticas de conservação; substituição das matérias–primas e reuso dentro da

brica.

.2.1 Mudanças nos insumos

Substituição de materiais.

Van Berkel (1997) estudando as técnicas de PP avalia

o volume e a composição d

ad s de materiais; os próprios resíduos e emissões; a tecnologia e a execução do proces

lementos são entendidos c

ic s de prevenção da p

fá

A substituição de matérias-primas inclui itens tão simples como materiais de limpeza.

Algumas vezes a conversão para matérias-primas de alta qualidade pode eliminar a geração de

resíduos perigosos. As mudanças nos insumos é importante para a produção limpa devido a

redução ou eliminação de materiais perigosos que entram no processo produtivo (UNEP,

1996). A troca de insumos inclui:

Purificação de materiais;

2-MUDANÇAS NASTECNOLOGIAS

1-MUDANÇAS NAS MATERIAS PRIMAS 5-REUSO DENTRO

DA INDUSTRIA

PROCESSO

3-BOAS PRATICAS2-MUDANÇAS NASTECNOLOGIAS

4-MUDANÇAS NOPRODUTO

1-MUDANÇAS NAS MATERIAS PRIMAS 5-REUSO DENTRO

DA INDUSTRIA

PROCESSO

3-BOAS PRATICAS

4-MUDANÇAS NOPRODUTO

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2.2.2 M

m todo conjunto (UNEP, 1996). Consideram-

mudanças tanto as pequenas alterações que podem ser implementadas em poucos dias

como a

ão as únicas maneiras de tornar viável e competitiva a

tividade de uma empresa. As mudanças nas tecnologias incluem:

odificação em tubulações, lay-out ou equipamentos;

Automação das instalações;

e produção (vazão, temperatura, pressão,

2.2

As práticas operacionais consistentes com a cultura local se constituem em excelente

rramental para a manutenção da disciplina operacional e coesão gerencial. Essas práticas

e podem ser implementadas em todas as áreas da planta,

cluindo produção, manutenção, estocagem de matéria-prima e produtos. As boas práticas se

aduzem na organização das instalações e na manutenção da arrumação. Não ter itens

desnec

, pois são meios simples, de

fácil im mudanças nas instalações, bastando apenas à troca de

atitudes. Esse é o estágio inicial na busca pelo conceito de produção limpa.

udanças tecnológicas

As trocas tecnológicas são orientadas para as mudanças nos processos e equipamentos,

com o intuito de reduzir a geração de resíduos e

completa mudança no processo que envolve volumoso aporte de recursos. A questão

tecnológica deve ser sempre avaliada, pois pode trazer competitividade para a empresa. As

novas tecnologias muitas vezes s

Modificação do processo de produção;

Modificação nas condições do processo d

tempo de residência, etc.);

Novas tecnologias.

.3 Boas práticas operacionais “Good housekeeping”

geralmente são de baixo custo

essários é colocar tudo nos seus próprios lugares. As boas práticas operacionais são

ótimas ferramentas para a minimização de geração de resíduos

plementação, não requerendo

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O controle sobre os resíduos gerados evitando a mistura de diferentes tipos, ou seja

ontaminar resíduos com características menos tóxicas com resíduos de elevada toxicidade

ontribui com a redução de volume de resíduos mais tóxicos. Reduzir a adição de compostos

químic

icações nos existentes quando estes

aumen m a geração de resíduos.

edundar em aumento do uso de componentes e

conseq s práticas, que se

seguem

Pre as (atenção para evitar vazamentos e derrames em equipamentos);

não

Contabilização de custos (alocação de custos diretamente nos geradores);

Esquema de produção (evitar muitas paradas do equipamento e conseqüente limpeza

minimizar a geração de resíduos).

2.2.4 M

uto. As trocas no produto incluem:

Substituição do produto;

os ou aditivos que conferem características inadequadas ao produto numa etapa

posterior, também reduz o volume de resíduos.

Controle de modificações – Uma importante ação de controle na fonte é adotar como

decisão gerencial não autorizar novos processos ou modif

A simples melhoria no controle pode r

üentemente reduzir o desperdício. O UNEP (1996) recomenda as boa

Programas de minimização de resíduos;

Práticas de gerenciamento de recursos humanos (treinamento, incentivos e bônus);

venção de perd

Segregação de correntes e de resíduos (evitando misturas de resíduos perigosos com

-perigosos);

pode ajudar a

udanças nos produtos

As mudanças nos produtos são realizadas com a intenção de reduzir os resíduos

resultantes do uso desse prod

Conservação do produto;

Trocas na composição.

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2.2.5 Regeneração/reuso

A reciclagem através da regeneração ou reuso envolve o retorno de um resíduo ou

materia

Para a efetivação do reuso deve-se considerar: a disponibilidade, a adequação, os

efeitos

Buscar utilizar resíduos gerados diretamente no processo como combustível ou

ilizar produtos antes de descartá-los no lixo, usando-os para a mesma

função original ou criando novas formas de utilização é uma atitude racional para a melhoria

da qua

A coleta de produto derramado, ou acidentalmente misturado com outros produtos, é

m meio de recuperação. Isso permite minimizar a perda de matérias-primas e gerar resíduos.

l para o processo de origem, como substituto de matéria-prima, ou para outro

processo. Mantendo-se iguais outros fatores, a reciclagem dentro da própria indústria é

preferível, porque além de evitar o envio de resíduos perigosos para fora da empresa, reduz

potenciais danos causados por um manuseio inadequado.

ambientais e a viabilidade econômica.

Como exemplos para reutilização de materiais na indústria, pode-se:

Usar embalagens retornáveis para insumos;

Utilizar toalhas laváveis como substituto de trapos e estopas;

Promover o retorno de caixas de papelão, bombonas, tonéis e vidros para os

fornecedores;

matéria-prima, mediante modificações no processo produtivo.

2.2.6 Recuperaçã

O reaproveitamento de materiais usados é uma atividade tão importante quanto à

redução na fonte. Reut

lidade ambiental. O processamento se faz para recuperar o material perdido ou para

utilizá-lo como subproduto.

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2.3 METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL

As metodologias, propostas pelo UNEP (1996), CNTL (2003), CEBDS (2004):

stituições governamentais e não governamentais que se engajaram num esforço em prol da

isseminação do conceito de desenvolvimento sustentável foram analisadas e estabelecido um

odelo conceitual para as atividades a serem realizadas para avaliar um sistema de produção,

om vistas a minimização de resíduos.

A aplicação da PmaisL em uma organização considera a mobilização gerencial e da

rça de trabalho, identificação de processos mais importantes e a priorização de ações para a

alização de um plano de prevenção da poluição. As duas últimas etapas se constituem em

lementos fundamentais de uma avaliação de um processo produtivo e para sua realização, as

cnicas de prevenção da poluição e o processo produtivo da instalação em estudo devem ser

onhecidos. Visando contribuir para um melhor entendimento desse ferramental este trabalho

i direcionado para os elementos técnicos da avaliação.

A seguir estão descritas de modo sucinto as metodologias utilizadas para a aplicação

a PmaisL nos processos industriais. Saliente-se que esta técnica está profundamente

rumentos técnicos têm

rigem comum.

árias etapas, totalizando 20

inte) itens. A Figura 04 a seguir apresenta esse sequenciamento.

té

relacionada com o conceito de Prevenção da Poluição, visto que os inst

A abordagem do UNEP (1996) com vistas a PmaisL surgiu em 1994 e foi elaborada

como um guia para treinamento de diversas organizações interessadas em implantar um

programa de PmaisL.

A metodologia de aplicação está agrupada em três fases principais: pré-avaliação,

balanço material e síntese, as quais foram subdivididas em v

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igura 04–Etapas da Metodologia de PmaisL conforme UNEP (1996)

. O começo do processo é a avaliação prévia, ou diagnóstico do

rocesso, enquanto na etapa seguinte o objetivo é a elaboração de propostas de melhorias,

tilizando o conhecimento técnico mais detalhado do processo.

Preparação da AuditoriaEtapa 1-Preparar e organizar Equipe de Auditoria e Recursos.

2-Dividir o processo em unidades de operação3-Construir diagramas de fluxo de processo relacionando-os as operações

Fase I Pré avaliação

Entradas do ProcessoEtapa 4-Determinar insumos.

5-registrar uso de água6-Medir níveis atuais de reuso

reciclagem de água

Fase II Balanço Material

Saídas do ProcessoEtapa 7-Quantificar produtos/subprodutos.

8-Explicar a água contaminada9-Explicar as emissões gasosas10-Explicar as saídas resíduos

Elaborar um balanço de massaEtapa 11-Compor as informações das entradas e saídas.

12-Elaborar um balanço de massa preliminar13 e 14-Evoluir e refinar o balanço de massa.

Identificar opções de redução de geração de resíduosEtapa 15-Identificar medidas obvias de redução.

16-focar e caracterizar os problemas de resíduos17-Investigar a possibilidade de segregação de resíduos18-Identificar medidas de redução a longo prazo.

Fase III Síntese

Avaliar as opções de redução de resíduosEtapa 19-Submeter as opções de redução de geração de resíduos a avaliação ambiental e econômica, e listar as opções viáveis

Elaborar plano de ação para redução de geração de resíduosEtapa 20-Projetar e implementar Plano de ação para realizar melhorias na eficiência do processo.

Preparação da AuditoriaEtapa 1-Preparar e organizar Equipe de Auditoria e Recursos.

2-Dividir o processo em unidades de operação3-Construir diagramas de fluxo de processo relacionando-os as operações

Fase I Pré avaliaçãoFase I Pré avaliação

Entradas do ProcessoEtapa 4-Determinar insumos.

5-registrar uso de água6-Medir níveis atuais de reuso

reciclagem de água

Fase II Balanço MaterialFase II Balanço Material

Saídas do ProcessoEtapa 7-Quantificar produtos/subprodutos.

8-Explicar a água contaminada9-Explicar as emissões gasosas10-Explicar as saídas resíduos

Elaborar um balanço de massaEtapa 11-Compor as informações das entradas e saídas.

12-Elaborar um balanço de massa preliminar13 e 14-Evoluir e refinar o balanço de massa.

Identificar opções de redução de geração de resíduosEtapa 15-Identificar medidas obvias de redução.

16-focar e caracterizar os problemas de resíduos17-Investigar a possibilidade de segregação de resíduos18-Identificar medidas de redução a longo prazo.

Fase III SínteseFase III Síntese

Avaliar as opções de redução de resíduosEtapa 19-Submeter as opções de redução de geração de resíduos a avaliação ambiental e econômica, e listar as opções viáveis

Elaborar plano de ação para redução de geração de resíduoscia do

processo.Etapa 20-Projetar e implementar Plano de ação para realizar melhorias na eficiên

A metodologia do CNTL (2003) vista em resumo, na Figura 05, também contempla

várias etapas e prioriza os processos a serem analisados para a proposição de melhorias.

Segundo esta metodologia o processo de avaliação, de uma organização industrial, passa por

etapas bastante definidas. Existem cinco etapas e mais a visita técnica que é colocada com

destaque na metodologia

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igura 05 –Etapas para implementação de um programa de PmaisL.(CNTL 2003)

A Metodologia do Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento

ustentável, CEBDS (2004) apresenta os mesmos fundamentos dos documentos do

NEP(1996) e do CNTL (2003), porém em um nível de detalhamento maior, o que facilita a

a aplicação por empresas de pequeno e médio portes, carentes ou possuidoras de poucos

as tarefas para a

implantação da PmaisL.

Visita Técnica Comprometimento

Gerencial Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

Identificação de Barreiras

Fluxograma do Processo

Diagnostico Ambiental e de Processo

Balanço Material e Indicadores

Identificação das Causas da Geração de Resíduos

Avaliação Técnica e Econômica e Ambiental

Estudo da Abrangência do Programa

Plano de Implantação e Monitoramento

Formação do Ecotime

Seleção do Foco da Avaliação

Identificação da Opções de Produção Mais Limpa

Seleção de Oportunidades Viáveis

Plano de continuidade

Passos para implementação de um programa de Produção Mais Limpa

recursos humanos especializados. Na Figura 06 a seguir estão apresentadas

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Tarefa 01 Comprometimento da direção da empresa

Tarefa 02 Sensibilização dos funcionários

Tarefa 03 Formação do ECOTIME

Tarefa 04 Apresentação da metodologia

Figura

06–Etapas da Metodologia PmaisL, conforme (CEBDS 2004 p. 11)

Tarefa 05 Pré avaliação

Tarefa 06 Elaboração dos fluxogramas

Tarefa 07 Tabelas quantitativas

Tarefa 08 Definição de indicadores

Tarefa 09 Avaliação dos dados coletados

Tarefa 10 Barreiras

Tarefa 13 Avaliação das causas de geração dos resíduos

Tarefa 12 Balanços de massa e energia

Tarefa 11 Seleção do foco de avaliação e priorização

Tarefa 14 Geração das opções de PML

Tarefa 15 Avaliação técnica, ambiental e econômica

Tarefa 16 Seleção da opção

Tarefa 17 Implementação

Tarefa 18 Plano de monitoramento e continuidade

Tarefa 01 Comprometimento da direção da empresaTarefa 01 Comprometimento da direção da empresa

Tarefa 02 Sensibilização dos funcionáriosTarefa 02 Sensibilização dos funcionários

Tarefa 03 Formação do ECOTIMETarefa 03 Formação do ECOTIME

Tarefa 04 Apresentação da metodologiaTarefa 04 Apresentação da metodologia

Tarefa 05 Pré avaliaçãoTarefa 05 Pré avaliação

Tarefa 06 Elaboração dos fluxogramasTarefa 06 Elaboração dos fluxogramas

Tarefa 07 Tabelas quantitativasTarefa 07 Tabelas quantitativas

Tarefa 08 Definição de indicadoresTarefa 08 Definição de indicadores

Tarefa 09 Avaliação dos dados coletadosTarefa 09 Avaliação dos dados coletados

Tarefa 10 BarreirasTarefa 10 Barreiras

Tarefa 13 Avaliação das causas de geração dos resíduosTarefa 13 Avaliação das causas de geração dos resíduos

Tarefa 12 Balanços de massa e energiaTarefa 12 Balanços de massa e energia

Tarefa 11 Seleção do foco de avaliação e priorizaçãoTarefa 11 Seleção do foco de avaliação e priorização

Tarefa 14 Geração das opções de PMLTarefa 14 Geração das opções de PML

Tarefa 15 Avaliação técnica, ambiental e econômicaTarefa 15 Avaliação técnica, ambiental e econômica

Tarefa 16 Seleção da opção Tarefa 16 Seleção da opção

Tarefa 17 ImplementaçãoTarefa 17 Implementação

Tarefa 18 Plano de monitoramento e continuidadeTarefa 18 Plano de monitoramento e continuidade

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2.4 ETAPAS DA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DA PmaisL

sL estão divididas em etapas e representam

a experiência da instituição na aplicação, ou no apoio a programas de melhoria direcionados a

ários setores industriais, em todo mundo, ou nas propostas práticas de representações

mpresariais para a implementação desses programas nos seus respectivos segmentos.

Em uma análise mais apurada dessas metodologias, é perceptível a existência de

tapas que estão presentes em todas, ou na maioria delas. Essas etapas, quando de caráter

cnico, foram selecionadas para comporem a metodologia aplicada neste trabalho.

A metodologia aqui utilizada para aplicação da PmaisL, contempla as etapas mais

portantes contidas nos trabalhos (UNEP 1996; CNTL 2003; CEBDS 2004). Essas etapas

ram relacionadas conforme a identificação de cores, vista na Figura 07. Assim um conjunto

e cores similares indica que uma etapa da metodologia foi produzida daquele conjunto:

eve-se considerar também que algumas etapas foram fundidas ou segregadas em uma ou

utra metodologia. Adicionalmente, mesmo etapas que aparentemente apresentam

enominações diferentes, a análise de conteúdo pode mostrar igualdade.

Pode-se observar que a metodologia do CEBDS (2004), a mais recente, apresenta um

aior nível de detalhamento e um maior número de etapas. Por outro lado, a ausência

ca a sua efetiva

existência, vez que a tarefa pode estar incorporada numa outra.

3. balanço de massa e de energia

4. determinação de custos das perdas

5. seleção de foco e priorização

As metodologias para a aplicação da Pmai

té

explícita de uma determinada etapa nas outras metodologias não signifi

Na figura comparativa a seguir aparecem em destaque às etapas que foram utilizadas

como referência para este trabalho, quais sejam:

pré-avaliação

2. elaboração de fluxogramas de fluxo

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9. valiação técnica econômica e ambiental

maioria dos itens na metodologia do UNEP foi excluída ou incorporada devido a

semelh

uanto ao sequenciamento de etapas, é notável que as diferentes metodologias traçam

um enc

indicadores

7. avaliação das causas de geração de resíduos

8. propostas ou alternativas de PM

CNTL UNEP CEBDS

Estudo de abrangência Programa

Divisão dos processos emunidades de operação

Figura 07– Comparação entre as metodologias da PmaisL: Principais etapas

ança com outros itens. Um exemplo disso é o item “refinar o balanço de massa” que

foi excluído na metodologia final pela complementaridade.

adeamento lógico, porém próprio.

Fluxograma de Processo

Const. de Diagrama de Fluxo

Diagnostico Ambiental

Elaboração Balanço de Massa

Seleção do foco de avaliação

Refinar o Balanço de Massa

Balanço material

Ident. Medidas Obvias de ReduçãoFocar e caracterizar osproblemas de resíduosInvestigar possibilidade de segregação de Resíduos

Avaliação Ambiental e econômica

Ident. das Causas deGeração de Resíduos

Ident. das opções deProdução + Limpa

Seleção das oportunidades

Avaliação Tec. Econ. Ambiental

Identificar medidas de redução a Longo Prazo

Pre-avaliação

Elaboração de Fluxograma de processo

Tabelas Quantitativas

Indicadores

Avaliação dos Dados coletados

Identificação das Barreiras

Seleção do foco e priorização

Balanço de Massa e Energia

Avaliação das Causas

Geração das opções de PML

Avaliação Tec. Econômica. Ambiental

Identificação das Barreiras

Indicadores

CNTL UNEP CEBDSCNTL UNEP CEBDS

Estudo de abrangência Programa

Divisão dos processos emunidades de operação Pre-avaliação

Fluxograma de Processo

Const. de Diagrama de Fluxo

Diagnostico Ambiental

Elaboração Balanço de Massa

Seleção do foco de avaliação

Refinar o Balanço de Massa

Balanço material

Ident. Medidas Obvias de ReduçãoFocar e caracterizar osproblemas de resíduosInvestigar possibilidade de segregação de Resíduos

Avaliação Ambiental e econômica

Ident. das Causas deGeração de Resíduos

Ident. das opções deProdução + Limpa

Seleção das oportunidades

Avaliação Tec. Econ. Ambiental

Identificar medidas de redução a Longo Prazo

Elaboração de Fluxograma de processo

Tabelas Quantitativas

Indicadores

Avaliação dos Dados coletados

Identificação das Barreiras

Seleção do foco e priorização

Balanço de Massa e Energia

Avaliação das Causas

Geração das opções de PML

Avaliação Tec. Econômica. Ambiental

Identificação das Barreiras

Indicadores

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A partir da identificação de elementos comuns nas metodologias avaliadas, foi

adaptada uma metodologia que utiliza esse conjunto de elementos. O detalhamento das etapas

selecionadas será apresentado a seguir.

imeira fase de um processo de PmaisL é a avaliação prévia e se constitui na busca

s do processo produtivo. O CEBDS (2004) recomenda uma inspeção visual nas

ficar possíveis impactos ambientais e como os resíduos são

os ou misturados. O atendimento a legislação como um todo e em

special à ambiental também deve ser verificado. Nesta fase, a realização de inventário dos

resíduo das fontes e quantidades geradas. (UNEP 1996)

O CEBDS (2004) sugere que devem ser coletados os dados e informações registradas

mpresa. (compras de produtos químicos e matérias-primas,

sses documentos permitirão conhecer os gastos com as

ntradas de insumos, tais como: consumo de água e energia elétrica, vazão de efluentes

líquido mos

de insum s ou produção de resíduos quando os dados

de energia elétrica é importante verificar a adequação do consumo com o contrato da

concessionária, o consumo m excesso de consumo contratado, ou por baixo

fator de potência.

revisão das

2.4.1 Pré-avaliação - coleta de informações

A pr

de informaçõe

instalações, visando identi

manuseados: se segregad

s é fundamental para a identificação

em diversos documentos da e

contas de água, energia elétrica, etc.). E

s e quantidade de resíduos sólidos. Devem-se também realizar medições de consu

o não estão disponíveis. No caso da conta

ensal, multas por

Existindo um fluxograma do processo este deve ser analisado detalhadamente, pois

permite a visualização e definição do fluxo qualitativo das matérias–primas, água e energia no

processo. (CNTL 2003).

A USEPA (2001 a) salienta que a avaliação de uma indústria em profundidade é uma

operações existentes, objetivando aumentar a prevenção da poluição e

conservação de energia. Esta avaliação pode ser dividida em três tipos: energia, resíduos

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(perigosos e não perigosos) ou uma combinação dos dois tipos. Os dados que devem ser

oletados para a elaboração da pré-avaliação, seguem abaixo:

1) Descrição do processo

–Flu

–Co

anuseio dos materiais

Procedimentos de estocagem

Organização “Good Housekeeping”

3) Questões específicas do processo. (desenvolvidas para o processo individual)

4) Lista dos maiores consumos de energia e equipamentos geradores de resíduos.

5) “Lay out” das instalações.

Fazer um “lay-out” das instalações é uma prática bastante útil para mostrar a

ite reposicionar equipamentos e tarefas, de modo a otimizar

ta das informações, conforme visto acima.

xograma

–Consumo de Energia

–Entradas de material

rrentes de resíduos

= Ar

= Água

= Resíduos perigosos

= Resíduos sólidos

2) Questões gerais /Observações.

– Técnicas de m

–

disposição espacial dos equipamentos, bancadas, materiais etc. A avaliação das distâncias

envolvidas entre as diversas tarefas é parte essencial para a PmaisL. A análise do “lay-out”

das instalações perm

deslocamento, reduzir esforços e , assim, economizar recursos e principalmente energia.

Neste trabalho foi utilizada a proposta da USEPA (2001), pois é a que apresenta um

maior nível de detalhamento para a cole

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2.4.2 C

usos

e perdas de recursos, assim como para consolidar os dados já conhecidos do processo.

e visualização das etapas do processo produtivo,

orém, elas não estabelecem em detalhes, como deve ser utilizado tal diagrama. Por outro a

Agênci

Figura 08–fluxograma de processos nível 1. USEPA (2001,b)

so de não-produtos–significa que o recurso não se torna parte do produto final ou

termediário.

Perda pa do trabalho como

síduo, descarga ou emissão. Perdas de processo podem ser classificadas pelo meio (ar, água,

síduos sólidos, derrames/vazamentos e acidentes). Os custos também podem ser rastreados

or cada etapa do processo.

onstrução do diagrama de fluxo

A análise de um processo produtivo sob a ótica da PmaisL requer a sua divisão em

elementos menores, tarefas ou atividades, para facilitar a obtenção de informações sobre

As metodologias da PmaisL UNEP (1996), CNTL (2003), CEBDS (2004) apresentam

o diagrama de fluxo como uma ferramenta d

a de Proteção Ambiental dos Estados Unidos apresenta uma a abordagem mais

detalhada para a aplicação desse instrumento, estabelecendo critérios específicos que levam

ao mapeamento dos processos. As terminologias utilizadas para a elaboração do mapeamento

de processos, estão apresentadas na Figura 08, descrita logo a seguir.

Etapa de Trabalho

Uso do recurso não-produto

Perda do recursonão-produto

Entrada de recurso

Produto intermediário/final

Etapa de Trabalho

Uso do recurso não-produto

Perda do recursonão-produto

Entrada de recurso

Produto intermediário/final

de não produtos – significa que o recurso é perdido naquela eta

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A elaboração de um esquema qualitativo com as operações da instalação e suas

spectivas perdas é fundamental para o entendimento do processo e conseqüentemente para a

iabilização da PmaisL. Neste item, o uso da abordagem da prevenção da poluição proposta

pela US

eles sejam apresentados em três níveis do

rocesso: global, intermediário e específico.

são facilmente

obtidos, porque a ferramenta torna todos os processos relacionados visíveis. As conexões

entre to

Figura 09–Ma

EPA (2001b) permite a elaboração do mapeamento do processo, tornando mais fácil a

visualização das relações de produção e geração de resíduos entre as suas várias etapas.

O CEBDS (2004) orienta para que apareçam nos fluxogramas os resíduos gerados, as

matérias-primas e os produtos fabricados, e que

Nesta etapa da avaliação para a PmaisL, o conhecimento do sistema produtivo

considerando o processo é revelado e organizado, novos conhecimentos

das as etapas do trabalho, conforme pode ser visto na Figura 09, ajudam a tornar mais

claro, as causas para o uso de recursos e a geração de resíduos.

1 2 3Nível topo

1.1 1.2 1.3 Segundo Nível

peamento de processo conforme USEPA (2001b).

1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4TerceiroNível

1.2.2.1 1.2.2.2 1.2.2.3 Quarto

Estrutura nó de arvore

1.1 1.2 1.3 Segundo Nível 1.1 1.2 1.3 Segundo Nível

Nível

1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4TerceiroNível 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4

TerceiroNível

1.2.2.1 1.2.2.2 1.2.2.3 Quarto Nível 1.2.2.1 1.2.2.2 1.2.2.3 Quarto

Estrutura nó de arvore

Nível

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2.4.3 Balanço de massa e energia

O balanço material tem como principal objetivo à identificação quantitativa das perdas

no processo e requer a existência de dados de consumo de todos os insumos e produtos

fabricados. O início do balanço é o inventário dos resíduos e demais dados da instalação:

matéria-prima, gás natural, aditivos etc. O balanço energético também deve ser realizado.

(UNEP 1996).

O balanço deverá contemplar entradas e saídas da instalação–Balanço global. Balanços

intermediários – utilizados para setores ou processos da instalação; e Balanço específico,

quando o objeto da análise for uma operação ou equipamento da instalação.

al de conservação de massa num volume de

ontrole (região delimitada do processo) que estabelece a relação entre a massa que entra e a

Para o balanço é necessário estabelecer: o setor, equipamento ou processo que será

analisado; um período representativo - em geral 1 ano; equipamentos de medição.

O balanço de massa, utilizou a equação ger

que sai de um sistema, equação 1.

acse MMM =− Equação 1

Onde: Me = massa entrando no sistema; Ms = massa saindo do sistema; Mac= massa

a para o sistema; Et=

Energia transferida do sistema;

acumulada dentro do sistema.

Para o balanço de energia num volume de controle, sem reação química, é mostrado na

equação 1a (ÍNDIO DO BRASIL 1999).

acse EEE =− Equação 1a

Onde: Eac = Energia acumulada no sistema; Ee = Energia transferid

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2.4.4 Seleção do foco e priorização de processos;

Considerando que a avaliação de uma instalação ou processo produtivo sob os critérios

da PmaisL envolve em conjunto os aspectos técnicos, ambientais e econômicos e que os

resultado esperados são: a melhoria na saúde ocupacional e no meio ambiente, com redução

de custos para a organização; faz-se necessário a priorização dos processos a serem avaliados,

a fim de se chegar a um melhor benefício global para os envolvidos e partes interessadas.

realizar através dos vários

ritérios contidos nas próprias metodologias ou desenvolvidos por teóricos ou outros

pesquis

tividades da empresa. Para

seleção das atividades e processos, devem-se considerar os regulamentos legais, a

uantidade de resíduos, a toxicidade e os custos.

b)O CEBDS (2004) propõe que os dados coletados nas etapas anteriores e a disponibilidade

de recursos financeiros sejam utilizados para definir as etapas, processos, produtos ou

equipa

4) utilizaram o “diagrama da cebola”, Figura 10,

roposto por Linhoff (1985) inicialmente como ferramenta para a otimização energética, para

a seleç

resíduos dentro de uma

rganização maior. Esta ferramenta estabelece a prioridade de atuação nos processos em

função

A priorização dos processos, sob a ótica da PmaisL, pode se

adores. Abaixo estão relacionados critérios para priorização dos processos, a saber:

a) O CNTL (2003) defende que o foco de avaliação da PmaisL seja dado pela análise dos

principais aspectos ambientais considerando todas as operações e a

mentos que serão priorizados para as efetivas medições e realização dos balanços de

massa e energia.

c) Smith (1991), Smith (1992), Mizsey (199

ão dos processos industriais a serem avaliados. Para esses autores o diagrama deve ser

usado visando à redução de resíduos, e a integração de plantas de processo industrial, de

modo a estabelecer geradores de resíduos e consumidores desses

de sua importância relativa na instalação industrial. Assim, para a indústria química o

reator é o centro das atenções, portanto o coração do processo.

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UTILIDADES

SEPARAÇÃO

CADORES DTRO E CALOR

CORAÇÃO DO PROCESSO

UTILIDADES

SEPARAÇÃO

CADORES DTRO E CALOR

CORAÇÃO DO PROCESSO

maior atenção, pois nesse

equipamento ocorre a conversão da matéria-prima em produto final. É também onde existe o

maior

r a tomada

de decisão e estabelecer par parativos de processo. A partir dos dados coletados

dev ue se do com a

pro

(2003) orien s de consumo de insumos e

produção de resíduos, a fim ão futura em uma mesma

atividades semelhantes, ou entre empresas.

uos. A utilização desses mesmos fatores,

ebola adaptado de Smith (1992). Figura 10–Diagrama da c

Para o caso em estudo, o tanque lavador requer a

consumo de energia. A partir do coração do processo são priorizados nesta ordem: a

separação de matéria-prima, os trocadores de calor e as utilidades.

2.4.5 Estabelecimento de indicadores

Os indicadores são ferramentas técnico-gerenciais importantes para orienta

âmetros com

erão ser estabelecidos ind

dução geral da empresa. (

icadores relacionando o parâmetro q

CEBDS 2004).

rá acompanha

O CNTL ta que sejam estabelecidos indicadore

de tornar possível qualquer comparaç

atividade, ou em outras

Cardoso (2004) identificou indicadores de Produção Limpa utilizados pelas empresas

para informar o seu desempenho ambiental. Categorizou-os de acordo com a eficiência do uso

de materiais, energia e prevenção da geração de resíd

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para a atividade de produção de petróleo, resultou nos indicadores do Quadro 01, que

laciona o consumo de água e energia com a geração de resíduos e emissões.

Quadro 01–Indicadores de Produção Limpa.

Categoria Indicador Unidade

Consumo de água por unidade de mproduto.

3/t Eficiência no uso de materiais e energia. Consumo de energia por unidade de

produto kWh/t

Quantidade de resíduos sólidos gerados por unidade de produto

t/t Prevenresíduo issões atmosféricas t/t

ção de Geração de s na fonte Quantidade de em

geradas por unidade de produto Construç

onibilizados como referências para as empresas

res utilizados para a produção de

uir.

dores de eficiência de processo de produção de petróleo

Valor de referência

ão adaptada da proposta de Cardoso (2004)

Com essas premissas foram encontrados os indicadores, divulgados pela Associação

Internacional de Produtores de Óleo e Gás–OGP, contidos no documento Indicadores de

Performance Ambiental (OGP 2003). Essa instituição coleta dados dos seus associados e

elabora valores médios que são disp

associadas. Desse documento foram retirados os indicado

petróleo que estão apresentados na Tabela 01, a seg

Tabela 01– Indica

Indicador Descrição

Descarte de óleo na Concentração de óágua produzida em terra.

na água produzida tratada oda produção de petróleo em

leos e graxas riunda terra.

14,02 mg/L

Perda de óleo na água Qproduzida tonelada para

toneladas de hidrocarbonetos

uantidade de óleo perdido em cada milhão de

9,8 t

produzidos. Fonte: OGP (2003).

tre

empresas de petróleo em várias partes do mundo, servindo como base orientadora para ações

de desenvolvimento e pesquisa nessas organizações.

A utilização dos indicadores divulgados pela OGP permite a comparação en

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2.4.6 Determinação dos custos das perdas.

vestimentos em

alternativas de prevenção da poluição e devem ser coletados para cada etapa do trabalho,

porque elas mostram se

Para cada perda, identificada no m

lacionada. Os custos das perdas geralmente estão associados a(o):

1- tratamento ou disposição;

Para o cálculo de custos das perdas de vapor, considerando a existência de

ta do Departamento de Energia dos Estados

a as diferentes contribuições para o custo de produção do

ida para produção do vapor (Ca);

ento da água de alimentação da caldeira – incluindo clarificação, abrandamento,

desmineralização (

Cdc);

8–Controle das em

Coletar as informações de custos é importante para justificar os in

as propostas de prevenção da poluição deverão ser aplicadas.

apeamento de processos, deve ser rastreado o custo

a ela re

2- perda do recurso;

3- gerenciamento da perda do não produto.

metodologias específicas, foi utilizada a propos

Unidos, DOE (2003), a qual consider

vapor, sendo identificadas as seguintes:

1–Custo com combustível para a produção do vapor (C );

2–Água consum

3–Tratam

Cta);

4–Energia para bombeamento da água (Ceb);

5–Energia para insuflar ar de combustão (Cec);

6–Água de descarga da água salina para o esgoto (Cda);

7–Descarte das cinzas (

issões ambientais (Ce);

9–Materiais de manutenção e mão de obra (Cm).

A equação 02, a seguir, expressa a soma de todos esses fatores. O custo do

combustível geralmente equivale a 90% do custo total de produção de vapor (DOE 2003).

meCdcdaecebtaac CCCCCCCCCCG ++++++++= Equação 02

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O custo de geração de vapor (CG em US$/1000lb), pode ser calculado com a

simplificação expressa na equação 03, que substitui a soma das contribuições dos itens 2 a 9,

para instalações queimando óleo e gás natural, pelo fator 0,30. (DOE 2003).

)( 3,01+×= cCCG Equação 03

( ) 1000÷×−×= cHHPCc AAVc η Equação 04

Onde:

Pc = Preço do combustível (US$/MMbtu)

v= Entalpia do vapor (btu/lb)

AA = Entalpia da água de alimentação (btu/lb)

c = Eficiência total da caldeira (adimensional)

.4.7 Identificação das causas de geração de resíduos

A análise de causas de geração de resíduos deve vislumbrar, numa primeira etapa,

entificar como cada resíduo é gerado e assim encontrar as ações de bloqueio. A

identifi no

processo, permite avaliar a possibilidade de evitar o seu uso ou prevenir sua perda.

1b) porém propõe o uso do diagrama

de causa e efeito como ferramenta de análise para identificação de causas de geração de

resíduo

r isso ele foi aplicado para a realização desta avaliação.

cação das razões básicas, que fazem com que um recurso seja usado ou perdido

CEBDS (2004), CNTL (2003) relacionam possíveis causas de geração de resíduos nos

processos produtivos, de modo em geral. A USEPA(200

s, a considera a ferramenta mais largamente utilizada para identificar problemas em

todo mundo. Po

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O diagrama de causa efeito ou diagrama de Ishikawa, Figura 11, apresenta um

processo com uma organização lógica, fragmentando-o em processos menores. Isso permite

ou medidas, condições ambientais, pessoas ou

rocedimentos constituem famílias de causas que compõem esse processo. Um processo pode

ser div

processo por meio de diagrama de causa e efeito.

sumarizar e apresentar as possíveis raízes

do problem o um guia para identificação da causa fundamental

deste problem

a (1995b) propõe as seguintes etapas para a construção de um diagrama de

causa e efeito:

a a ser analisado;

se ter uma visão integrada do conjunto, o que é fundamental para análise de causas.

Um processo pode ser definido como um conjunto de causas que tem como objetivo

produzir um determinado efeito, o qual é denominado produto do processo. Insumos,

equipamentos, informações do processo

idido para permitir que ele seja controlado separadamente, o que facilita a localização

de possíveis problemas e a atuação nas suas causas. (WERKEMA, 1995a)

Processo

Figura 11– Caracterização de um

O diagrama de causa e efeito é utilizado para

a considerado, atuando com

a e para determinar as medidas corretivas.

Werkem

1–Listar as características da qualidade ou problem

Equipamentos Condições ambientaisPessoas

Informações do processo Ou medidas

Métodos ou procedimentos

Insumos

Conjunto de Causas

Efeito

Produto

Processo

Equipamentos Condições ambientaisPessoas

Informações do processo Ou medidas

Métodos ou procedimentos

Insumos

Conjunto de Causas

Efeito

Produto

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2–Relacionar dentro de retângulos, como espinhas grandes, as causas primárias que afetam a

no item 1;

–Relacionar, como espinhas médias, as causas secundárias que afetam as causas primárias;

–Relacionar, como espinhas pequenas, as causas terciárias que afetam as causas secundárias;

5–Iden

urante a construção do diagrama de causa e efeito e com o objetivo de identificar as

e repetidamente formular e responder a perguntas chave

is como: “que tipo de variabilidade nas causas poderia afetar a característica da qualidade de

teresse ou resultar no problema considerado?”.

tas de PmaisL

rocesso produtivo, aliado ao

c hec íveis, possibilita a elaboração de propostas para

r zir

rias fontes,

t com

As organizações USEPA (2001a), CEBDS (2004) estabelecem que a mais alta

prioridade é atribuída à redução na fonte e a seguir ao reuso e a reciclagem, conforme visto no

subitem 2.2.

característica da qualidade ou o problema definido

tificar no diagrama as causas que parecem exercer um efeito mais significativo sobre as

características da qualidade ou problema.

causas a serem relacionadas, deve-s

2.4.8 Gerando as propos

A aplicação das ferramentas de PmaisL ao p

on imento de opções tecnológicas dispon

edu ou prevenir perdas de material e energia.

O UNEP (1996) sugere que as opções de PmaisL podem ser obtidas de vá

ais o:

Pesquisa na literatura;

Conhecimento pessoal;

Discussão com fornecedores;

Exemplos em outras companhias;

Bancos de dados especializados;

Pesquisas e desenvolvimento posterior.

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2.4.9 Avaliação técnica ambiental e econômica

.4.9.1–AVALIAÇÃO TÉCNICA.

Esta avaliação considera as propriedades e requisitos das matérias-primas e outros

ateriais com relação ao produto fabricado. A USEPA (1992) sugere os seguintes critérios

para a

ro para os trabalhadores?

A qualidade do produto será melhorada ou mantida?

mpatíveis com os

rocedimentos operacionais o fluxo de trabalho e a produtividade?

Será necessário con

Será necessário treinar ou contratar pessoal com conhecimento especial para operar ou

manter o novo sistema?

s necessárias ao funcionamento dos novos

s serão instalados com acréscimo de custo?

ão irá ficar parada para a instalação do novo sistema?

serviço de qualidade?

O novo sistema criará outros problemas ambientais?

Identificadas as oportunidades de PmaisL, deve-se realizar uma avaliação técnica,

econômica e ambiental de cada opção encontrada.

avaliação técnica:

Haverá redução de resíduos?

O sistema é segu

Há espaço disponível na instalação?:

Os novos equipamentos, matérias e procedimentos são co

tratar trabalho adicional para implementar a proposta?

Estão disponíveis as utilidade

equipamentos? Ou ele

Quanto tempo a produç

O fornecedor irá prover um

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2.4.9.2–AVALIAÇÃO AMBIENTAL.

.4.9.3–AVALIAÇÃO ECONÔMICA.

interna de retorno e o

valor presente líquido.

RI −÷= Equação 05

nde:

RI = Tempo de retorno do investimento.

=Investimento realizado;

SA= Custo da situação atual;

SE= Custo da situação esperada.

O beneficio econômico é o ganho líquido obtido em um determinado projeto.

Aqui se devem observar os benefícios ambientais que poderão ser obtidas pela

empresa tais como redução de matéria-prima, redução de carga orgânica, redução de carga

inorgânica e metais tóxicos no efluente final; e melhoria da classificação da periculosidade do

resíduo. A USEPA (1992) além de considerar o consumo de energia alerta para os da extração

e transporte e tratamento de algum resíduo inevitável.

A avaliação econômica é realizada através de estudos de viabilidade econômica.

Podem ser considerados o período de retorno do investimento, a taxa

O CEBDS (2004) faz um detalhamento deste item propondo que esta avaliação seja

feita considerando o tempo de retorno do investimento, conforme segue:

( )SESA CCIRT

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3. REVISÃO DA LITERATURA

A literatura disponível sobre a minimização de resíduos na indústria do petróleo é

fortemente relacionada às técnicas da Prevenção da Poluição, provavelmente devido à

influência norte americana nesse segmento, berço da indústria do petróleo e onde está

instalado o mais influente órgão normatizador: o Instituto Americano do Petróleo, ou

“American Petroleum Institute”–API. Vale ressaltar que, nos trabalhos divulgados por essa

Instituição ou mesmo publicações da OGP, a referência encontrada é a Prevenção da

oluição.

Conforme será visto no item 3.2–Prevenção da Poluição na Indústria do Petróleo, a

seguir, existem vários trabalhos aplicados a essa indústria, mas sem estabelecer uma avaliação

sistemática e detalhada do processo de produção do petróleo. Os estudos mostram apenas a

existência das ferramentas, mas sem uma aplicação prática do seu uso.

Toda a literatura encontrada apresentou referências à prevenção da poluição. Como as

ferramentas de minimização de resíduos, mais utilizadas pelas duas técnicas são exatamente

as mesmas, conforme citado no subitem 2.1, estas foram utilizadas para comporem o trabalho.

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3.1 SISTEMA DE GESTÃO AMBIENTAL

A instalação de produção é parte de uma Unidade Operativa com sistema de gestão

integrado, que contempla a gestão das funções Segurança Industrial, Meio Ambiente e Saúde–

SMS e ainda qualidade do produto. Essa certificação tem como base nas Normas NBR ISO-

14000 e NBR ISO 9000, versão 2000. Portanto a Instalação tem toda uma estrutura

organizacional de suporte de gestão para a realização de suas atividades operacionais, o que

permite um maior nível de controle.

s ou ao meio ambiente. A

veridade, a freqüência ou probabilidade de ocorrência são medidas em três gradações:

baixa,

NT (1996) conceitua aspecto ambiental, como: “elemento das atividades,

produtos ou serviços de uma organização que pode interagir com o meio ambiente”. Nesta

definiç

bém os

síduos são conseqüências dos processos, que precisam ser minimizadas.

A estrutura da gestão ambiental propiciada pela NBR ISO–14001 está baseada na

identificação dos aspectos e impactos ambientais do processo. A partir deles são construídos

os demais elementos da gestão, desde os planos de atendimento à emergência, até os objetivos

e metas ambientais. Os aspectos e impactos ficam priorizados de acordo com a sua

significância, a qual é medida através do produto das variáveis: severidade e freqüência, ou

através da probabilidade de ocorrência. Assim, as tarefas de maior importância são aquelas

que representam maior potencial de causar danos às pessoa

média e alta, atendendo ao procedimento específico da Unidade de Negócio.

(PETROBRAS 2004b).

A AB

ão todos os elementos da atividade produtiva de uma empresa; inclusive os processos,

equipamentos e os produtos estão considerados como potenciais causadores de impacto. Por

sua vez o impacto ambiental, ainda segundo a mesma organização é “qualquer modificação

do meio ambiente, adversa ou benéfica, que resulte, no todo ou em parte, das atividades,

produtos ou serviços de uma organização.” Assim os impactos ambientais e tam

Para as tarefas identificadas como críticas pela Instalação foram estabelecidas rotinas

operacionais padronizadas denominadas de Padrões de Execução–PE.

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3.2 PREVENÇÃO DA POLUIÇÃO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

As técnicas de PP foram incorporadas pelo segmento de E&P logo após a aprovação

da Lei de prevenção da poluição dos Estados Unidos, quando a OGP elaborou um guia de

orientação sobre gerenciamento de resíduos. Nos anos seguintes, vários autores de diversas

companhias petrolíferas apresentaram trabalhos sobre o assunto. A seguir, estão relacionados

alguns desses trabalhos de versando sobre o gerenciamento de resíduos utilizando as técnicas

de prevenção da poluição na atividade de E&P.

Em 1993 a entidade internacional que congrega as diversas empresas petrolíferas,

produtoras e prestadoras de serviço, que operam no segmento de Exploração de Produção

(E&P–Forum), atual– “Oil and Gás Producers-OGP”–lançou o Manual de Gerenciamento de

Resídu

ões e no planejamento das atividades.

orum demonstra forte relação com as técnicas da

revenção da poluição. Salienta, porém, que a sensibilidade da locação onde se realizam as

operaç

McFadden (1996), Smith, Gopinath e Freeman (1997), Ritter (2003) analisaram a

geração

quantificação. Algumas vezes foram estabelecidos elementos de gerenciamento desses

os de Exploração e Produção “Exploration and Production (E&P) Waste Management

Guidelines”. O E&P–Forum (1993) propôs que os princípios da prevenção da poluição

deveriam balizar o gerenciamento de resíduos e fossem incorporados nos projetos, no

gerenciamento de instalaç

O mesmo E&P–Forum (2003) estabeleceu um diagrama de fluxo mostrando a

hierarquia das práticas de gerenciamento de resíduos, priorizando a redução na fonte, e, a

partir daí, o reuso, a reciclagem/recuperação, e, por fim, o tratamento ou disposição

responsável.

Assim, o trabalho do E&P–F

ões é fator chave para a seleção de um apropriado modelo de gerenciamento. Embora

aquele documento não analise os processos de geração de resíduos em detalhe, ele estabelece

dez passos para a implantação de um sistema de gerenciamento de resíduos eficiente.

de resíduos (sólidos, líquidos e gasosos) na indústria do petróleo e no segmento E&P,

com foco: na classificação desses resíduos; identificação da fonte e ainda na sua

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resíduos, relacionando-os com a redução de custos e a minimização da geração, mas sem um

direcionamento específico para o processo gerador.

Callaghan (1991) afirmava que a redução de emissão das instalações existentes

poderiam se realizar por trocas nos procedimentos operacionais e por modificações nos

equipamentos com vistas as tecnologias mais limpas. Porém, quando fosse realizada uma

rande reforma, seriam utilizadas tecnologias apropriadas. Defendia também que as novas

ins ç

necessa

projeto

áreas p inadas por óleo e o

uso de energia.

a prev

ativida m em uma análise criteriosa das instalações e

tecnologias disponíveis.

metodo sta ferramenta,

laborada especialmente para o segmento E&P, tem como objeto a integração da tecnologia

de d

Integra

Propos

resíduo

maior

toxicid e.

Divisio

tala ões deveriam utilizar a “melhor tecnologia prática”, o que significa não

riamente utilizar a opção tecnológica de menor custo, mas aquela que ainda permita ao

atender ao critério econômico aceitável. O mesmo Callaghan ainda considerava como

roblemáticas: às emissões atmosféricas, os sólidos e borras contam

Os trabalhos de Weinrach (1999), Petrusak (2000) almejaram um direcionamento para

enção da poluição – estruturando ferramentas de gestão de resíduos – aplicada a

de E&P. Contudo, não se detivera

Wojtanowicz (1991), orientando-se para a prevenção da poluição, desenvolveu a

logia técnica chamada “Environmental Control Technology”– ECT. E

pro ução ao processo produtivo do petróleo. A ECT tem como características básicas: 1)

ção com o processo produtivo; 2) Projetos específicos para o objeto em análise; 3)

tas associadas à produtividade.

Ainda, Wojtanowicz (1997) classifica os resíduos de produção em dois grupos: os

s primários (água produzida) e os resíduos associados. Os resíduos associados têm

toxicidade e baixo volume, enquanto a água produzida tem relativamente baixa

ade e alto volum

As instituições “Railroad Commission of Texas”-RRC (2001), “Oil Conservation

n” (2000a) ligadas ao governo Texano e do Novo México, respectivamente elaboraram

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um co

Produç

petróle a das etapas de

rodução, e, ainda, contendo sugestões de minimização de geração ou reuso em alguns casos.

Ab o

petrolíf

de excesso de

produtos químicos utilizados para tratamento de óleo compromete a performance do

sses resíduos

algumas empresas operadoras têm usado de equipamentos como: jatos de circulação,

Blindagem de equipamento com íons de alta energia – O processo de blindagem se

gia tem sido utilizada na

fabricação das hastes polidas nas “stuffing-box” montadas nas cabeças de produção de

Porém chama-se a atenção para um sistema simples e de baixo custo que utiliza a água

nsistente trabalho sobre a minimização de resíduos nas atividades de Exploração e

ão de Petróleo. Esse trabalho teve como foco as atividades operacionais dos campos de

o e apresentando em detalhes os resíduos gerados em cada um

aix estão relacionados exemplos bem sucedidos de melhorias realizadas por empresas

eras, para minimizar a geração de resíduos em suas instalações.

Sistemas de dosagem e medição de produtos químicos – A adição

processo tanto pelo excesso como pela falta. O uso de equipamentos de dosagem

adequados permite a redução de custos.

Redução de depósitos de fundo de tanque – Para reduzir o volume de

propulsores e pás rotativas. Esses equipamentos instalados dentro do tanque reduzem a

decantação dos cristais de parafina.

Pintura de um tanque com a cor preta – Alguns operadores têm utilizado um tanque

para acumular os resíduos oleosos da produção. No verão, pela maior temperatura

dentro do tanque, o óleo é fluidificado e assim é possível recuperá-lo.

realiza pela colisão de partículas de metais como: cromo, ligas de ouro ou cobre puro

sobre uma superfície de aço. A aplicação desses metais, com alta energia sobre uma

superfície, provoca a penetração de suas partículas no aço, obtendo-se assim uma

superfície mais dura e de baixa fricção. Esta tecnolo

poços, e nos eixos de bombas reduzindo substancialmente os vazamentos nesses

equipamentos.

Sistemas de recuperação de vapor – Existem vários sistemas disponíveis no mercado.

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produzida, bomba, tubulação e tubo venturi. Esse sistema provoca um pequeno vácuo

e retira o vapor do tanque que é enviado com a água para o separador de gás-líquido

onde é recuperado. O liquido retorna a corrente liquida do processo.

dos estão sujeitos a

azamentos. A estocagem de óleos combustíveis desses equipamentos em locais

Arrumação das instalações – É acompanhada pela manutenção preventiva, assim

s para o

istema de contenção ou para o meio ambiente.

ra reduzir

a seus materiais e produtos químicos pode usá-los mais

Modificação no procedimento – A automação das unidades de processo tais como:

cargas nas unidades de bombeamento, vazamentos em “stuffing box”, temperatura da

haste polida, temperatura e nível de tanques podem ser transmitidos por microondas

para um escritório central e assim permitir a ação rápida do operador.

Tanques, “containers”, bombas e motores de combustão interna to

adequados, bem como o uso de aparadores de óleo e outros tipos de recipientes

permitem reduzir gastos com remediação de solo e água contaminados.

Estocagem de produtos químicos e materiais – Esses produtos devem ser estocados de

modo que eles não entrem em contato com o solo e água. Preferencialmente em área

elevada, com bordas de contenção e protegida do sol e chuva. Todos os tambores

devem ser mantidos fechados, exceto quando em uso. Os produtos químicos devem

ser rotulados de modo que possam ser identificados a qualquer tempo. A estocagem

em volumes pequenos é preferível, sendo sugerido que o volume não exceda a um

tambor (55 galões).

esquemas de manutenção em equipamentos, bombas tubulações válvulas e motores

permitem reduzir a ocorrência de vazamentos de produtos e aditivos químico

Controle de inventário – É considerado um dos mais eficientes caminhos pa

geração de resíduos, custos de operação e, ainda, adequação aos regulamentos legais.

A companhia que rastrei

eficientemente e reduzir a perda desses produtos que irão se converter em resíduos.

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Negociar com fornecedores que recebam produtos de volta é uma das ações vantajosas

para minimizar perdas de produtos e geração de resíduos.

Webb (1993) apresentou um sistema alternativo d

estinado a recuperação de pequenos

volume

conhec pressurizada como

meio de operação para um edutor (tubo venturi) que converte energia de pressão em energia

cinétic

ssão de gás natural existente nas

instalações de produção petróleo como força motriz para a recuperação de vapor de tanques

de m

108,00

2.85/MMbtu. A pressão do gás disponível deve estar entre 800 a 900 psig e entra numa

câm leve vácuo é produzido pelo efeito venturi. O condensado é misturado com o

gás

operac o necessária de

gás está entre 350 e 380 pés3/min. O EVRU recupera até 300.000 pes3/dia de gás natural.

erarquia de gerenciamento de resíduos. A RRC

(2001) oferece algumas dicas para reciclagem na atividade de E&P, conforme segue.

de óleo nos

campos de petróleo é considerada reciclada, já que a ela é dado um fim útil.

recuperação de óleo cru.

Óleo lubrificante e filtros usados – São gerenciados pelo envio a empresas de

reciclagem.

s de hidrocarbonetos gasosos em tanques de petróleo e demais facilidades. O sistema

ido por jato de vapor “Vapor Jet Sistem”, utiliza água produzida

a e assim promove a remoção de gás natural do tanque levando-o para um vaso

separador de baixa pressão, onde a água é separada. As vantagens desse sistema destacadas

pelo autor é a simplicidade, baixo custo e praticamente sem manutenção.

Em recente estudo realizado pela USEPA (2002a) foi testada uma nova tecnologia

para recuperação de vapor em tanques de petróleo. O equipamento denominado de Unidade

Ambiental de Recuperação de Vapor–EVRU utiliza a pre

ar azenamento de petróleo. O equipamento testado custou aproximadamente US$

0.00 para recuperar 174.855 pés 3/dia de gás. O custo do gás foi considerado em US$

ara onde um

e adicionado ao produto para venda. Este equipamento apresenta disponibilidade

ional superior a 99% do tempo com baixo custo de manutenção. A vazã

A reciclagem é a segunda opção na hi

Água produzida – A água produzida injetada para aumento da recuperação

Borras de fundo de tanque - São mais bem gerenciadas por envio a plantas de

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Produtos químicos comerciais – A implementação de procedimentos para reciclar

quaisquer produtos químicos não usados é viável e consistente com a PmaisL. Devem

ser contratados fornecedores que se responsabilizem pelo recebimento e reciclagem do

roduto e recipientes não usados nas instalações.

associa ução dos poços de petróleo (fluidos de estimulação completação e

“workover1”, misturas de fluidos de sonda, fluidos descarregados do poço após correção,

áci

instalaç

os dois

de resíd

Controlar a reciclagem de fluidos não-produzidos, no sistema de processamento de

Revisar os procedimentos de “Workover” de modo a determinar o volume e a

Bansal e Caudle (1998) identificaram os fatores que interferem no tratamento da água

Tambores e Sucatas – As sucatas metálicas devem ser manuseadas adequadamente e

recicladas, de modo a não se converterem em resíduos perigosos.

Bansal (1993) estudou os efeitos dos fluidos “não-produzidos”, que são aqueles não

dos à prod

dos gastos, drenagens das facilidades de produção e produtos químicos de limpeza das

ões), sobre a qualidade da água de injeção e identificou importantes interações entre

. Essas interações se resolvidas são importantes elementos para a redução da geração

uos nesse processo. As propostas são as seguintes:

óleo-água. Reduzir a taxa de reciclo a no máximo 10 % da produção total, quando

necessário;

Aumentar o espaçamento entre as operações de estimulação de poços, reduzindo,

portanto, o efeito dos fluidos produzidos sobre o sistema de produção;

concentração do ácido a ser utilizado;

Neutralizar o ácido gasto, resultante das operações de acidificação, retornando do

poço com solução de carbonato de sódio, antes de misturá-lo ao processo.

1 Workover- operações realizadas em um poço de petróleo para tentar aumentar a sua produção.

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produzida dificultando a remoção do óleo disperso e apontaram algumas soluções para o

aumento da recuperação do óleo. A seguir estão relacionados os problemas identificados e as

soluções propostas.

ênio, em

tividades como: circulação de água de caixas de drenagem de água de chuva; abertura

orgânicos, que se misturados com os aditivos utilizados no

rocesso (oxidantes, ácidos e surfactantes) influenciam negativamente o tratamento da

Utilizar tanque de “surge”–equipamento que funciona como equalizador da carga

recebida, antes da unidade de flotação, para evitar variações bruscas na vazão e manter

baixa a taxa de escumação, o que resulta na formação de flocos oleosos de melhor

qualidade. Os flocos ficam retidos no equipamento, permitindo uma melhor separação

óleo-água.

Abaixar o pH da água para em torno de 4 ou menos, com ácido clorídrico, por

exemplo, para remover o óleo solúvel antes da separação óleo-água, evitando a sua

precipitação. Os ácidos orgânicos são convertidos à forma não-ionizada, que é mais

solúvel no óleo que na água. Desse modo reduz-se a quantidade de precipitado no

processo. Deve-se ter cuidado para não causar corrosão nos equipamentos.

Reduzir a entrada de oxigênio para evitar a conversão do ferro (II+) em ferro (III+),

que é insolúvel, através de um projeto adequado. A operação do sistema também é

importante, assim deve-se reduzir a reciclagem de fluidos contendo oxig

das células de flotação. Deve-se também evitar a entrada de oxigênio na sucção das

bombas.

Remover o material residual de limpeza de poços. O material residual das operações

de intervenção em poços: argila, areia, produtos de corrosão e incrustações, contem

óleo e outros matérias

água. Portanto não devem ser misturados.

Jamaluddin e Vandamme (1994) da petrolífera Total Petroleum citam a recuperação

de óleo de fundo de tanque, utilizando água doce quente, agitador e caminhão vácuo. Essa

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técnica informa os autores reduz o teor de cloreto no resíduo para abaixo de 2000mg/kg e o

teor de óleo a, aproximadamente, 1% em peso.

fundo de tanque e resíduos de caixas de recuperação) como

sumo para a indústria cerâmica. O teste foi realizado para fabricação de tijolos de vedação,

lajes de

corporação do resíduo à massa argilosa levou

ao a

80%, e ainda redução do consum %. Foram realizados testes de

solub z

emiss s

incor r

incorporação de 10% a 20% de borra na m bricação do bloco.

iro (2005)

utilizou cascalho de perfuração furação a base de n-parafina,

para a a

apres t o de TPH

de 109.960 mg/L e de Cloreto em 40 incorporação de cascalho a massa

do blo

P e recuperação de borra oleosa de fundo de tanque, o

qual i tensoativos para reduzir a

viscosid

utiliz d

Hidrocarbonetos Totais de Petróleo – TPH. O óleo recuperado equivalente a 16% do volume

Além da redução na fonte, a recuperação de óleo depois de gerado o resíduo, ou a sua

utilização em outros processos como insumo, tem se mostrado viável. Um exemplo é o

trabalho realizado por Amaral e Domingues (1990) testando a utilização de resíduos de

produção de petróleo (borra de

forro e telhas com a adição de resíduo oleoso, em até 5% em peso. A incorporação do

resíduo de petróleo teve o objetivo de melhorar a plasticidade e a trabalhabilidade da massa de

argila (bloco cru) que vai para o cozimento. A in

aumento da velocidade da extrusora o que permitiu aumento da produção entre 30%

o de energia de 30% a 40

ili ação e lixiviação no produto final e demonstrado que o mesmo continua inerte. As

õe atmosféricas também foram consideradas pouco significativas pelos autores.

Alves (2003) reforçando o trabalho de Amaral e Domingues (1990) realizou a

po ação de borra oleosa em blocos cerâmicos e obteve bons resultados para a faixa de

assa argilosa para a fa

Em recente trabalho a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Jane

impregnado com fluido de per

f bricação de blocos cerâmicos e concluiu que o processo de queima desse material não

en a emissão de dioxinas. O cascalho de perfuração apresentava concentraçã

00 mg/L. A taxa de

co chegou a 30%.

erez (2005) relata um processo d

ut liza vapor, solventes orgânicos e produtos químicos

ade da borra e assim permitir a remoção dos sólidos do óleo. Esse processo,

an o centrifugação para a separação, consegue obter um sólido com apenas 1500ppm de

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total e,

l para o

om andamento da atividade.

(Bhatt, 1999; DOE, 2002) apresentaram várias oportunidades de melhoria, conforme o

Quadro 02, em sistemas de geração e distribuição de vapor, relacionando-as com as diversas

atividades/operação realizadas nesses sistemas.

Quadro 02 Oportunidades de melhoria de performance para Sistema de Geração e Distribuição de Vapor.

01–Eficiência de Combustão

aproximadamente, 50% da fração oleosa da emulsão é incorporado ao processo de

produção tendo qualidade compatível. A centrifugação gera 7% de borra oleosa pesada.

A produção de petróleo necessita de calor para a realização de vários processos, sendo

o vapor a forma de transferência de energia térmica mais utilizada na indústria. Esta é uma

atividade necessária ao processo. Assim, conhecer as melhores práticas é fundamenta

Controle do excesso de ar dos ventiladores, ingresso de ar indesejado na fornalha e vazamento no pré-aquecedor.

Manutenção da temperatura e pressão ótimas do combustível e ar injetados no queimador. 02–Eficiência na transferência de calor

Garantir a adequada superfície para transferência de calor. Manter alta limpeza na fornalha e pelo lado da água, utilizando esquemas de limpeza

contínuo e intermitente. Manter o isolamento térmico nas condições adequadas minimizando perda de radiação pelas

paredes da fornalha. 03–Eficiência de material

Minimizar perda de vapor pelas descargas de fundo, “vent”, e pela abertura freqüente de válvulas de alivio de pressão.

Minimizar perda pelas descargas de fundo através de controle de contaminantes. 04–Eficiência na linha de vapor

Verificar funcionamento dos purgadores garantindo que apenas vapor superaquecido entre na linha principal e que líquido sub-resfriado entre na linha de retorno após uso.

Minimizar perdas de vapor em purgadores escolhendo equipamentos adequados. Isolar linhas fora de uso.

05–Eficiência no uso Encurtar o tempo de processamento, apurar o controle de temperatura e fluxo de vapor para

os equipamentos usuários. Minimizar perdas de selos, drenos etc, e equipamentos de fim de linha. Instalar equipamentos de recuperação de calor (economizadores de água de alimentação

aquecedores de ar de combustão) 06–Condensado não recuperado

Garantir que todo condensado seja reciclado. Uso de filtros para condensado que esteja em contato indireto (trocadores de calor) com óleo.

07– Eficiência de todo circuito Apurar o rastreamento dos níveis de carga para a tarefa útil, considerando a saída do vapor

da caldeira. Construção própria com base em (DOE 2002, p. 26; Bhatt 1999, p. 295)

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Jaber, McCoy e Hart (2001) também apresentaram algumas recomendações para um

stema de geração e distribuição de vapor tais como: avaliar a necessidade real de pressão e

mperatura do vapor a ser utilizado; remover os depósitos de cálcio e magnésio nos

trocado

nto na eficiência do sistema na ordem de 20% a 30%.

res de calor evitando perdas por aquecimento excessivo; identificar e corrigir os

vazamentos de vapor, bem como isolar termicamente as tubulações de passagem de vapor.

Essas práticas promovem aume

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3.3 PROCESSO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO

de petróleo envolve vários processos menores, que indo desde a coleta nos

poços até a transferência dos produtos (Óleo e Gás Natural) para os clientes, incluindo-se a

destina

– tratam ento dos hidrocarbonetos;

– tratam

e Petróleo

a estação de separação. Um sistema de coleta pode consistir de

linhas de produção singelas ligando um poço ao seu equipamento de separação ou muitas

linhas e

operação e manutenção.

O objeto de estudo, ao qual foi aplicado a metodologia de PmaisL, é um sistema de

produção de petróleo. Por isso foi necessária a aquisição do conhecimento da tecnologia de

produção utilizada na estação.

Um sistema de produção de petróleo é estruturado com o objetivo de coletar a emulsão

oleosa ou petróleo cru de um ou mais campos de petróleo e tratar essa matéria-prima, por

processos de separação, em seus constituintes básicos: óleo, gás natural, água produzida e

impurezas (sólidos).

A produção

ção adequada da água produzida e dos resíduos gerados, passando por vários processos

de separação de fases e de armazenamento. Thomas et al (2001) chamam esses vários

processos de processamento primário de petróleo, sendo dividido em três etapas:

– separação do óleo, do gás e da água;

ento ou condicionam

ento da água para reinjeção ou descarte.

3.3.1 Coleta d

O sistema de coleta de petróleo é instalado de modo a que a produção de vários poços

seja transportada para um

de produção conectadas a um “header” que também se conecta a uma estação d

separação (SKINNER 1982). Um “header” em um sistema de coleta ou distribuição provê

um meio de reunir várias linhas de produção em uma única linha de coleta de maior diâmetro.

Válvulas são instaladas nessas linhas de modo a poder isolar cada uma delas durante a

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As linhas de produção geralmente são fabricadas em aço-carbono, porém materiais

sintéticos como polietileno e fibra de vidro podem ser utilizados. As linhas de coleta por

estarem submetidas a baixas pressões não rompem, portanto vazamentos acontecem por

pequenos orifícios causados por corrosão externa ou menos freqüentemente interna ou

eventualmente por falha de material.

lém da coleta por linhas, o petróleo pode ser transportado por carretas, o que ocorre

nos poços afastados do sistema de escoamento implantado, ou quando a viscosidade do óleo é

bastante elevada fazendo com que as perdas de calor no deslocamento sejam suficientemente

grandes para promover a perda de fluidez do óleo e o conseqüente bloqueio da linha. No caso

de elevada viscosidade do óleo a transferência por carretas requer a utilização de vapor para o

descarregamento.

viscosidade descreve a resistência ao escoamento e pode ser entendida como a

medida da fricção de um fluido, sendo uma função da temperatura, pressão e espécie

molecular. A composição do óleo baiano com elevado teor de parafinas é a responsável pela

alta viscosidade em baixas temperaturas.

tempo, ara facilitar o seu deslocamento. Irani e Zajac (1981)

afirmar m que o uso do calor em óleos de elevado ponto de fluidez era uma prática

genera

ento reológico e

composição de óleo para identificar opções de minimização de consumo de energia no

transporte desses óleos.

coamento de pe-

tróleos s. A

viscosi stante com relação à temperatura até o ponto de

congel em que ocorre uma abrupta

Os problemas no manuseio e transporte de petróleos viscosos são conhecidos há muito

assim como o uso do calor p

lizada.

Schuster e Irani (1984) utilizaram as informações de comportam

Sifferman (1979), Irani e Zajac (1981), estudando o manuseio e o es

parafínicos, observaram a influência da temperatura na viscosidade desses óleo

dade fica relativamente con

amento, e a partir daí aumenta rapidamente. O ponto

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elevaçã eqüente aumento da resistência ao escoamento com a

redução de temperatura é conhecido por ponto de fluidez. Esse comportamento pode ser

visto, n

e adaptado de Sifferman

(1979) e Irani e Zajac (1981).

gue a equação geral para transferência de calor. (VIEIRA 1986).

o de viscosidade do óleo e cons

o gráfico de viscosidade aparente versus temperatura, na Figura 12 a seguir. A partir

desse ponto torna-se necessária à adição de calor para redução da resistência ao escoamento

do óleo.

Vis

cosi

dade

Ponto de fluidez

Figura 12– Gráfico esquemático temperatura x viscosidad

A coleta de óleo por carretas utiliza caminhões-tanque com serpentinas em seu

interior, as quais têm a função de transferir calor do vapor para o aquecimento do óleo. Esse

processo se

( )ToTAKQt sa −××= Equação 06

Qt= Quantidade de calor transferida por unidade de tempo (kJ / h )

K= Coeficiente de transmissão de calor da serpentina para o óleo (kJ/m2.h .°C)

= Área de serpentina (m 2)

sa = Temperatura da superfície de aquecimento (°C)

temperatura

Vis

cosi

temperatura

dade

temperatura

Vis

cosi

dade

Ponto de fluidez

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To = Temperatura do óleo (°C)

mesmo Vieira (1986) propõe que as perdas de calor podem ser calculadas pela

equação de transmissão de calor, utilizando a variação de temperatura, em lugar da média

logarítmica como uma aproximação.

sando serpentina de vapor em um fluido viscoso como óleo pesado o coeficiente de

transferência de calor teórico é de cerca de 195kcal/m2.h.°C.Mas é normal considerar o

coeficiente real de transmissão de calor na ordem de (68 a 98) kcal/m2. h.°C. (VIEIRA 1986).

Pagy (1986), mesmo reconhecendo que a queda de pressão do vapor em serpentinas

epende de vários fatores, esta pode ser estimada em 0,12 kg/cm2 para cada 100 metros de

omprimento para tubulações com 11/2” e 2” de diâmetro. Serpentinas excessivamente longas

mente fica

inundada.

um mangote,

anômetro na saída do condensado e um termômetro, conforme desenho esquemático na

Figura 13. O termômetro e o man ões da

edição.

permitir que o vapor de reevaporação formado pela descompressão do vapor não seja perdido.

ssa no recipiente permite estabelecer a

ou sem queda na direção do fluxo facilita o acúmulo de condensado e freqüente

Conhecer o processo de coleta de óleo por carretas implica monitorar as variáveis

preponderantes: o consumo de vapor é uma delas. A medição de consumo de vapor é um

processo que pode ser realizado de várias maneiras. Pagy (1986) propôs três: dados do

fabricante; medida direta através do condensado e cálculo teórico.

A medida direta é realizada com: um reservatório, uma balança,

ômetro têm por finalidade estabelecer as condiç

O reservatório deverá conter no início da medição certa quantidade de água de modo a

A medição de tempo para realizar a incorporação de ma

vazão de vapor.

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de uso de vapor e o divide em duas categorias: aplicações sem

fluxo e aplicações com fluxo. As aplicações sem fluxo são utilizadas para equipamentos

fechad

Figura 13 – Desenho esquemático do processo de medição de vazão de vapor

Spiraxsarco (2005a) cita os mesmos métodos vistos em Pagy (1986), mas acrescenta

um para a medição da taxa

Vapor

Termômetro

Mangote

Manômetro

Reservatório

Vapor

Termômetro

Mangote

BalançaBalança

Manômetro

Reservatório

os como tanques. Para essas medições, é considerado que dois processos de

aquecimento requerem a mesma quantidade de energia, mas diferentes intervalos de tempo.

Assim a taxa de transferência de calor será diferente, mas a quantidade total de calor

transferido será a mesma. O cálculo pode ser feito utilizando a equação abaixo:

SVvPFl HQtTCm ×=÷∆×× Equação 07

Hsv= Entalpia específica do vapor (kJ/kg).

Onde mFl = massa de fluido (kg), Cp= calor específico (kJ/kg/ºC) , ∆T= acréscimo de

temperatura ºC, t= tempo para aquecimento do líquido (s), Qv= taxa de consumo médio de

vapor (kg/s),

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3.3.2 Separação de Fases do Petróleo

processamento primário, assim chamado para diferenciar do processamento

propriamente dito, realizado nas refinarias tem como objetivo a separação das fases

constituintes do petróleo bruto. Ou seja, a recuperação do gás sob condições controladas e

remoção da água e demais impurezas, tornando o óleo estável para transferência. O

processamento do petróleo, portanto ocorre em duas etapas distintas: a desidratação que

ocorre s Instalações de Produção e a dessalgação nas Refinarias.(RAMALHO 2000).

óleo coletado nos poços pode conter partículas dispersas de compostos inorgânicos.

Esses contaminantes são basicamente: SiO2 (óxidos de silício), lodo, areia, CaCO3, CaSO4,

BaSO4 CuS, Fe3O4, Fe2O3. O sulfeto de ferro é o sal mais comum e está normalmente

associado aos fenômenos naturais do reservatório, ou produtos de corrosão nas tubulações e

demais ados pelo teste de “Basic

Sedime ts and Water” ou BS&W (Sedimentos Básicos e Água). (ÍNDIO DO BRASIL e

AZEV

idas e retidas, saindo pelo topo um gás saturado e praticamente isento de

quido.

, FeS,

facilidades de produção. Esses sedimentos são detect

EDO FILHO 2002).

O processo de separação é o coração do tratamento de petróleo, e se processa em duas

fases a separação gás-líquido e a óleo-água. No primeiro estágio é realizada a separação gás-

líquido, o que ocorre num vaso vertical, separador de gás, provido de separador de névoa,

chapa defletora, volume para acúmulo de líquidos e instrumentos de controle, como mostra a

Figura 14.

O fluido entrando no vaso é direcionado pela chapa defletora de forma que as grandes

partículas de líquido sejam conduzidas para baixo e o gás escoe em sentido ascendente,

carregando somente pequenas partículas de líquido. No eliminador de névoa, as partículas de

líquido são coalesc

lí

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Eliminador de nevoa

Chapas defletoras

Acumuladorde liquido

Eliminador de nevoa

Chapas defletoras

Acumuladorde liquido

Eliminador de nevoa

Chapas defletoras

Acumuladorde liquido

Figura 14– Separador gás-líquido– Desenho esquemático.

considera a

xa de sedimentação de gotículas dispersas em um campo gravitacional. Para líquidos com

densida

onsiderada o fator mais importante.(ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002)

a e da viscosidade

inâmica do óleo.

No segundo estágio ocorre a separação óleo-água, quando se realiza a desestabilização

da emulsão em seus constituintes básicos: óleo e água. A separação óleo-água

des diferentes, as gotículas começarão a sedimentar (ou flotar) devido ao efeito de

empuxo, assim a gota atinge uma velocidade limite que pode ser calculada pela lei de Stokes.

A velocidade de sedimentação é fortemente influenciada pelo diâmetro das partículas,

A Lei de Stokes, apresentada na Equação 08, estabelece que a velocidade de

decantação de uma partícula em um meio líquido depende da diferença de densidade entre

esses líquidos (fase contínua e fase dispersa), do diâmetro da partícul

[ ]OAOgDDV µρ 18)( ÷∆×××= Equação 08

onde:

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V = ativa ao líquido.(m/s)

∆ρ o óleo. (kg/m3)

D = e água. (m)

o = Viscosidade dinâmica do óleo (N.s/m2)

g= Ace

almente como

“on shore”, é realizado em tanques de lavagem e tratadores eletrostáticos (THOMAS, ET AL

2001).

ação (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002).

s tanques de lavagem verificou que o tempo de

pamentos convencionais era de (8 a 24) horas e que as

0 micra de água salgada ou 120micra de água doce não são separadas.

Powers (1996) estudando os tanques de lavagem da empresa petrolífera CONOCO

afirmo

s circunstâncias fazem o calor desnecessário ou barato.

Velocidade de queda das partículas rel

AO= Densidade diferencial entre água e

Diâmetro das partículas d

leração da gravidade (m/s2)

O tratamento do óleo, em instalações terrestres conhecidas internacion

Os tanques lavadores são equipamentos que operam com base na separação

gravitacional com fluxo vertical, o que implica numa baixa eficiência de remoção de óleo.

Aqui o balanço de forças influenciando a separação não atinge o seu máximo, uma vez que a

força gravitacional atua em sentido contrário ao fluxo. Já os equipamentos com fluxo

horizontal têm melhor eficiência, porquanto nestes a força gravitacional tem uma componente

que atua paralela ao fluxo, o que facilita a separação.

Os tanques de lavagem são empregados para grandes vazões de tratamento e BS&W

na faixa de moderado a muito alto. Utilizam vapor como meio de aquecimento da emulsão e

baixas pressões de oper

De Wit (1974) pesquisando o

residência da emulsão nesses equi

gotículas inferiores a 8

u que esses equipamentos, apesar de terem surgido no começo da indústria de produção

de petróleo, era freqüentemente o meio preferido para desidratação do óleo em locais de clima

quente, ou onde a

A essência da separação óleo-água está na desestabilização da emulsão oleosa formada

pelo óleo, água e gás produzidos no reservatório de petróleo. Uma emulsão de óleo cru é uma

dispersão de gotículas de água em óleo. Segundo Kokal (2002) podem ser classificadas em

três grupos, conforme segue:

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emulsões de água em óleo (A/O);

a fase contínua é a água. Na indústria do

petróleo o tipo de emulsão mais comum é a de água em óleo. (KOKAL, 2002).

am sistemas instáveis – devido à tendência natural dos

ência por longos períodos de tempo. As

ser estabilizadas por alguns componentes naturais presentes no

cantes e sólidos finos da formação.

ção da emulsão oleosa é o objetivo da produção

de petróleo e pode ser obtida pelo aumento da velocidade de quebra dessas emulsões, através

dos seg

eratura;

–reduç

fluxo para permitir a sedimentação das partículas.

emulsões de óleo em água (O/A);

emulsões complexas.

A emulsão de água em óleo (A/O) consiste de gotículas de água em uma fase contínua

de óleo, enquanto a emulsão de óleo em água (O/A)

(Kokal 2002; Vega, Delgado e Vega 2002) em recente trabalho avaliaram que embora

termodinamicamente as emulsões sej

sistemas líquido-líquido de reduzirem à sua área interfacial – algumas delas apresentam

estabilidade cinética, o que permite a sua exist

emulsões de petróleo podem

próprio petróleo, a exemplo de emulsifi

Kokal (2002.) afirma que desestabiliza

uintes fatores:

–aumento da temp

ão na agitação ou cisalhamento;

–aumento do tempo de residência;

–remoção de sólidos;

–controle de agentes emulsificantes.

Para Índio do Brasil e Azevedo Filho (2002), a quebra da emulsão pode ser

conseguida por vários meios: decantação, adição de desemulsificante, aquecimento, filtração e

campo elétrico.

Warren (2002) avalia que historicamente a separação óleo-água depende: de calor para

o controle de viscosidade; de produtos químicos para desestabilização dos agentes

emulsificantes naturais contidos no petróleo e do tempo de retenção sob condição tranqüila de

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De Wit ( 1974) estudando o processo de produção de petróleo referencia a existência

de doi e separação óleo-água: o elétrico, que requer relativamente alta

temper

ação da emulsão se realiza por um das seguintes técnicas,

a separação gravitacional das partículas oleosas,

aumento na temperatura da emulsão;

–aplica

étodo térmico – Baseado em que um aumento na temperatura reduz a viscosidade

do óleo

étodo mecânico – É utilizado para separação de água livre de emulsão. Basicamente

atua na

ssuem carga elétrica e que elas se movem colidindo umas com as outras quando um

campo elétrico é aplicado. A desidratação elétrica é raramente usada sozinha como método de

s processos d

atura (150ºF a 180º F) e o processo químico, que requer temperaturas mais baixas entre

(80ºF e 120ºF). O campo elétrico é considerado o mais eficiente meio de desemulsionamento

(ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO 2002).

Kokal (2002), analisando vários sistemas de produção de petróleo da empresa Saudi

Aramco, observa que a desestabiliz

sendo isoladamente ou em conjunto:

–redução da velocidade de fluxo permitindo

o que ocorre em separadores de grandes volumes;

–adição de desemulsificante;

–

ção de campo elétrico para provocar coalescência;

–troca das características físicas da emulsão.

Ainda Kokal (2002) lista quatro métodos para quebra de emulsão de petróleo,

conforme segue:

e aumenta a taxa de decantação de água. Este método tem como desvantagem: o

aumento do custo pela necessidade de calor, aumento da perda dos leves e do grau APIº do

óleo e o aumenta da tendência para a corrosão e deposição de incrustações.

separação gravitacional (Tanque de decantação, Tanque de água livre e separadores de

duas e três fases são exemplos).

Método elétrico – A desidratação elétrica está baseada no fato de que as gotículas de

água po

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quebra

mais comum método de tratamento de emulsões. Os

esemulsificantes são formulados para neutralizar o efeito do agente emulsificante contido no

etróleo, o qual estabiliza a emulsão formada pela mistura óleo-água. Esses produtos

químic

coalescedores, etc.

ão de desemulsificante no petróleo

duziu para uma faixa entre 5 ppm e 20 ppm, utilizando produtos à base de aminas de

poliést

eitos, em destaque: a redução da viscosidade do óleo o que propicia

umento da sedimentação e a dilatação das gotículas, gerando enfraquecimento da película

emulsi

de emulsão. Geralmente é utilizada com produtos químicos e calor favorecendo a

redução dos custos do processo.

Método químico – É de longe o

os quando adicionados à emulsão migram para a interface óleo-água e rompem ou

enfraquecem o filme rígido que separam as gotículas, promovendo a sua coalescência. Uma

ótima aplicação do método requer:

–seleção e quantidade adequada do produto desemulsificante para uma dada emulsão;

–adequada mistura do produto na emulsão;

–tempo de retenção suficiente para a decantação das gotas de água;

–adição de calor, campo elétrico,

No tratamento químico utilizado na indústria do petróleo o desemulsificante é

selecionado através de ensaios de laboratório, sendo o mais utilizado o Teste da Garrafa. A

partir do meio da década de 80 (oitenta) a concentraç

er e combinações sinérgicas. (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO, 2002).

O aquecimento é uma forma auxiliar eficaz no tratamento das emulsões, dado que são

conseguidos vários ef

onante e conseqüente aumento da coalescência.

Embora a elevação de temperatura seja eficiente para promover a separação dos

fluidos, os custos de investimento e de operação são elevados. Eles aumentam muito para

temperaturas mais altas. Assim, o uso de temperaturas menos elevadas associadas a outros

métodos são quase sempre mais vantajosas, (ÍNDIO DO BRASIL E AZEVEDO FILHO

2002).

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

O calor necessário para o processo de separação segue os mesmos princípios

orientados por Vieira (1986) e Soares (1987) citados no item 3.3.4–armazenamento de óleo.

3.3.3 Tratamento da Água Produzida

da ordem de 5% em

volume, no início da produção, ou até mesmo atingir valores bastante próximos de 100% ao

fim da

diferença de massa específica entre a água produzida e o óleo disperso e o outro que utiliza a

filtr ã

ida também se realiza em grandes tanques flotadores,

bas o

etapas

esforço

o é eficiente para a separação óleo-água este gera sólidos residuais, e quando os

lidos não são gerados, caso dos polieletrólitos não-iônicos, o óleo não se separa.

A água produzida é a água trazida com o hidrocarboneto durante a extração do óleo e

gás e pode incluir: a água naturalmente presente nos reservatórios; a água de injeção com os

aditivos para a separação óleo-água e os aditivos químicos adicionados nas operações de

intervenção no poço. A quantidade de água produzida associada ao óleo varia muito em

função do estágio de produção da bacia, podendo alcançar valores

vida econômica do poço.

Há dois tipos de processos para remover óleo da água produzida. Um é baseado n

aç o ou coalescência (BANSAL E CAUDLE 1998).

O tratamento da água produz

ead s na separação gravitacional. A estabilidade maior da emulsão produzida– durante as

anteriores e devido principalmente ao seu envelhecimento– torna necessário um maior

para tratá-la.

Gonzalez et al (2002)– reconhecendo que a quebra da emulsão da água produzida e

sua purificação para descarte são etapas difíceis devido à estabilidade dessas emulsões, e que

isso representava uma importante conquista para a indústria do petróleo– realizaram

experimentos laboratoriais visando avaliar a eficiência de quebra dessas emulsões utilizando

polieletrólitos. Nesse trabalho concluíram os autores que quando um determinado

polieletrólit

só

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

Os mesmos Bansal e Caudle (1998) estudando o tratamento de água produzida

constataram que a operação eficiente das unidades de flotação requer o uso de vasos de

repouso, antes da unidade. Esses vasos são tanques grandes para permitir um ambiente com

baixíssima velocidade de escoamento, adequado para a separação da emulsão.

ode ser classificada como convencional ou a gás. Na primeira, a separação

ocorre por diferença de densidade; na segunda,

contendo traços de óleo fica resi

óleo– por diferença de densidade– sejam

óleo. A drenagem da água ocorre pela parte superior do equipamento.

água para atender

os requisitos de qualidade para ser injetada no reservatório local. Segundo Índio do Brasil e

Azevedo Filho (2002)

o e

os, os sais dissolvidos e os gases aumentam os riscos de corrosão nas

ais equipamentos.

s efeitos dos fluidos não-produzidos na eficiência dos

entos de tratamento. Concluiu que os surfactantes e os sólidos molhados por óleo

aumentar muito a estabilidade das gotas de óleo e, portanto, são responsáveis pela

redução na eficiência desses equipam

A flotação p

pela introdução de um fluxo de gás na massa

líquida, (AZEVEDO FILHO E SOUZA FILHO 2002). A flotação convencional funciona

baseada na separação gravitacional cujo tempo de retenção varia de 2horas a 6horas. A água

dente no tanque o tempo suficiente para que as partículas de

carreadas até a superfície formando uma película de

Em algumas unidades de produção pode ser necessária a filtração da

, os problemas associados à presença da água salgada no petróleo são:

a necessidade de superdimensionamento das instalações de coleta, armazenament

transferência;

o maior consumo de energia;

a redução na segurança operacional e ambiental; pois devido à presença de

microorganism

tubulações e dem

Bansal (1993) estudou o

equipam

podem

entos de separação. Propôs também que o controle da

reciclagem desses fluidos no processo era a opção mais prática e efetiva para lidar com o

problema.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

A emulsão formada pelo ácido gasto retornando ao fluxo de produção causa a

precipitação de sólidos devido à incompatibilidade dos aditivos com os fluidos dos poços

(HEBERT et al, 1998).

opções preferidas para manusear com os fluidos ácidos de retorno, conforme segue:

–disposição no m

em poço de sub-superficie, ou disposição

comercial;

–tratamento no local para reduzir o teor de óleos e graxas e recombinação com a água

existente para injeção em poços, ou descarte direto.

problemas de fluidos

não-produzidos era adicioná-los lentamente ao sistema de tratamento de óleo e aumentar a

adição de produtos quím poços de descarte.

seqüestrante de oxigênio na dosagem de 8

ppm para cada 1 ppm de oxigênio dissolvido na mesma. O aditivo utilizado é à base de sulfito

de sódio.

3.3.4 Armazenamento do Óleo

leo ocorre após o tratamento e tem como finalidade prover

volume u transferência. O armazenamento do petróleo requer

calor do óleo e assim permitir o seu bombeamento.

(SPIRAXSARCO 2005b).

Hebert et al (1998) avaliando as opções para tratamento dos fluidos não-produzidos

reforçaram a necessidade de otimização das atividades de estimulação de poços e listaram

esmo local por injeção em poço de sub-superficie;

–transporte para outro local para injeção

Brown (1999) relatou que o método tradicional para lidar com

icos. Outra opção era injetar esses fluidos em

Após o tratamento da água é adicionado

O armazenamento do ó

p lmão para a estação otimizar a

para reduzir a viscosidade

Schuster e Irani (1984), estudando a estocagem e transferência de óleos parafínicos, já

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

perceb

agem era reduzida.

para alcançar a temperatura desejada.

iam que significante quantidade de calor e hidrocarbonetos voláteis poderia ser salva

quando a temperatura do tanque de estoc

Vieira (1986), estudando o aquecimento e armazenamento de óleos e outros líquidos,

concluiu que na prática o calor necessário ao aquecimento de um fluido dentro de um tanque é

a soma das perdas por radiação nas piores condições de trabalho mais o calor necessário –

numa determinada velocidade de aquecimento –

O calor necessário para elevar a temperatura do conteúdo do tanque é calculado pe

uação 09.

( )F IPP TCmQ ×=2 ão 09

Onde:

idad necessário para o aquecimento (kJ).

m = massa do produto (kg).

s do petróleo (kJ / °C).

I = Temperatura inicial (°C)

T −× Equaç

Q 2 = Quant e de calor

C pp = Calor e pecífico

T = Temperatura final (°C)

O calor específico utilizado para o cálculo do calor necessário para aquecimento do

petróleo varia com a temperatura e a densidade, conforme visto na equação 10. (PERRY

1997)

( )1515 −+÷= ToBdACPP Equação 10

Onde:

Cpp = Calor específico do petróleo (cal / g. º C)

A = 0,415 e B = 0,0009

cálculo do calor necessário para aumento de temperatura é direto. No entanto, o

cálculo

= Densidade do óleo (g/cm3)

To=temperatura do óleo (ºC)

d 154d 154

das perdas de calor é mais complexo, e usualmente dados empíricos ou tabelas

baseadas em várias considerações têm que ser levados em conta. (SPIRAXSARCO, 2005b).

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A perda de calor pela superfície quando o tanque é colocado sobre o solo usualmente é

desprezível. (SPIRAXSARCO, 2005b).

Vários autores apresentaram trabalhos propondo coeficientes globais de transferência

de calo

alor em W/m2/ºC

r para tanques de petróleo e outros equipamentos aquecidos (Nunes e Lavaquial 1971;

Vieira 1986; Spiraxsarco 2005b), o mais recente, apresenta uma compilação de dados para

diversas situações conforme Tabela 02 a seguir.

Tabela 02 – Coeficientes globais de transferência de calor para tanques de petróleo.

Posição do tanque ∆T entre o óleo Coef. de transferência de c e o ar. Não isolado Isolado

Até 10ºC 6,8 1,7 Até 27ºC 7,4 1,8

Tanque abrigado

Até 38ºC 8,0 2,0 Até 10ºC 8,0 2,0 Até 27ºC 8,5 2,1

Tanque exposto

Até 38ºC 9,1 2,3 Tanque enterrado Todas 6,8 -

Retirado de Spiraxsarco (2005b, p. 4).

o de seu ponto de névoa. (HAMMAMI E

AINES 1999).

a e sem

brilho. (API 2001).

O armazenamento de petróleo parafínico é sujeito a deposição das frações pesadas no

fundo do tanque. Esses depósitos provocam: a redução do volume útil do equipamento, o

bloqueio das linhas de sucção do petróleo, a perda do produto, além do aumento dos custos de

remoção e tratamento dos resíduos gerados. Esses compostos são essencialmente: mistura de

hidrocarbonetos (n-parafina) de cadeias longas com faixa de C15 a C75+ e de natureza

cristalina que tendem a precipitar de óleos crus abaix

O ponto de nevoa é definido como a temperatura na qual o conteúdo de parafina do

óleo começa a solidificar e formar cristais, fazendo o petróleo ter uma aparência fosc

Shaheen, Ibrahim e Raoul (1999) estudaram a deposição de parafinas e identificaram

os fatores que a influenciam como sendo internos e externos. Os fatores internos são: o tipo de

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óleo (leve ou pesado) e a viscosidade; os fatores externos são: a variação de temperatura e o

tempo de mobilização parcial ou total. Esses fatores atuam como catalisadores da deposição

das parafinas no fundo dos tanques.

s e modificadores de cristalização. Esta

isão de Garcia já orienta para a PmaisL, vez que prevê a opção de evitar a geração do resíduo

de fund

s óleos entre 3ºC e 18ºC de acordo com a

composição do óleo. S lientou, porém, que são necessárias soluções especificas para cada

campo ou mesmo para

Sadeghazad e G

petróleo em tanques, n rodução. Os

a deposição de parafinas e os mecanismos de biodegradação; e

demon

ovendo a solubilização das parafinas.

ito de reduzir a deposição de parafinas

ram as Pseudomonas Aeruginosas, Bacilus Subtillis, Bacilus Licheniformis e suas misturas.

B. Licheniformis foi o que apresentou a maior redução de densidade e viscosidade.

Mc Claflin e Whitfill (1984) classificaram os métodos para lidar com os depósitos de

ceras e parafinas em quatro categorias: mecânicos, térmicos, químicos e combinados. Garcia

(2001), por sua vez, divide esses métodos em duas categorias. Os de remoção: mecânico,

térmico e químico; e os de prevenção: dispersante

o de tanque, considerando a possibilidade de redução custos.

Garcia (2001) realizou estudo visando o uso de agentes químicos inibidores de

deposição de parafinas em vários tipos de óleos crus com variados graus API e identificou que

é possível reduzir o ponto de fluidez de algun

cada poço de petróleo.

haemi (2003) discutiram os mecanismos de deposição de borras de

os poros da rocha reservatório, ou mesmo nas linhas de p

autores estudaram

straram que é possível a utilização de microorganismos ou materiais enzimáticos para a

degradação das parafinas depositadas. A degradação se realiza pela quebra das moléculas

maiores das parafinas produzindo compostos químicos com cadeias menores que atuam como

solvente, prom

Os microorganismos testados para o propós

Existem vários trabalhos procurando controlar a deposição de parafinas no processo de

produção. Estudos de Ahn et al (2005) identificaram que com a adição de desemulsificante

adequado é sempre possível eliminar a deposição de parafinas, pelo menos num curto período

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de tempo. Verificaram adicionalmente que ocorre redução nos depósitos de parafinas quando

aumenta a velocidade do fluido e o cisalhamento.

O armazenamento do óleo, além de atender aos requisitos operacionais, está

relacio

A Portaria Conjunta nº 1, de 19 de junho de 2000, emitida pela Agência Nacional do

Petróle

“os pontos de medição fiscal de produção de petróleo devem localizar-se

lado quando da realização da medição. “...

lo de enchimento, as válvulas de saída de petróleo de tanques para o ponto de medição

m estar fechadas e, no caso de medição fiscal, devem estar seladas.”

e disponibilizá-la nos diversos pontos de

consum e uma instalação de produção. Para viabilizar esse propósito a energia

térmica é armazenada sob a forma de vapor, o qual pela versatilidade e multiplicidade de usos

nado ao processo de medição fiscal para transferência, estabelecido pela Agência

Nacional do Petróleo–ANP, órgão regulador da atividade petrolífera no Brasil, (BRASIL

2000). Assim modificações no processo que afetem a sistemática de medição do óleo nas

estações necessitam de aprovação do citado Órgão.

o (ANP) e pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial

– INMETRO, estabelece algumas regras para a localização dos pontos de medição, como

transcrito no item 5.3, daquele documento, conforme abaixo. No caso da Estação B a medição

fiscal ocorre nos tanques de armazenamento.

imediatamente após as instalações de separação, tratamento e tancagem de

produção, e antes de quaisquer instalações de transferência processamento,

estocagem em estações, transportes ou terminais marítimos.”

Com relação à medição fiscal em tanques a referida Portaria estabelece em seu item

6.1.7.1 a necessidade de que o tanque esteja se

durante o cic

deve

3.3.5 Geração e Distribuição de Vapor

O sistema de geração e distribuição de vapor tem como função converter a energia

química de um combustível em energia térmica

o dentro d

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é o flu

Soares (1987) considerava o sistema de vapor como constituído de gerador de vapor,

rede d

racterísticas de serviço,

is como: a finalidade, fonte de aquecimento, conteúdo nos tubos, princípio de

funcion

sificadas em dois grandes grupos, conforme o conteúdo nos tubos:

flam

identifica basicamente dois tipos de caldeiras em função do seu desenho:

as d aproximada de até

150 ig Neste segundo tipo de

equ m uanto o gás aquecido, dentro de um invólucro,

transfere calor para a água. Esses equipamentos são utilizados para gerar vapor de alta

pressão

as caldeiras flamotubulares os gases quentes da combustão circulam no interior de

tubos q aquecida para produzir vapor. Os tubos são

mo ermutadores de calor, com mais passes. Existem vários tipos de

caldeiras flamotubulares, dentre os quais se desta

a água a ser or de tubos que, por

sua

ido de aquecimento indireto mais utilizado nos processos industriais. Um sistema de

geração de vapor consiste de duas principais unidades: o gerador de vapor ou caldeira e o

circuito de carga. (BHATT 1999).

e distribuição, o equipamento utilizador, o vapor de reevaporação e, ainda, o

aproveitamento do condensado. Neste sistema a caldeira é o coração do processo. Nela é

produzido o vapor de água à pressão acima da atmosférica utilizando o calor produzido na

câmara de combustão.

As caldeiras podem ser classificadas de acordo com as suas ca

amento, pressão de serviço e tipo de fornalha. As que produzem vapor pela queima de

combustíveis são clas

otubulares e aquatubulares. (PETROBRAS 2004c).

Bega (1989)

cal eiras fogotubulares, ou tubos de fogo, que trabalham a pressão

ps . Outro tipo de caldeira é o aquatubular, ou tubos de água.

ipa ento a água flui dentro de tubos, enq

ue atravessam o reservatório de água a ser

ntados como nos p um ou

cam a vertical e a horizontal.

Nas caldeiras aquatubulares aquecida passa no interi

vez, são envolvidos pelos gases de combustão.

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Garcia–Borras (1983) salienta que as caldeiras fogotubulares são as mais populares,

sendo u

O mesmo Ozdemir mostra que as perdas de energia numa caldeira surgem de cinco

ategorias principais:

ses de saída secos (excluindo vapor d’água);

Calor perdido da chaminé pelo vapor d’água quente, incluindo ambos o calor sensível

e o latente;

uadro 03– Pontos de perdas em caldeira.

tilizadas em pequenas plantas industriais. As vantagens desse tipo de equipamento é a

sua elevada eficiência, acima de 80%. O DOE (2002) afirma que esses equipamentos têm

como vantagem, além da eficiência, a durabilidade.

Ozdemir (2004) após realizar pesquisa visando identificar os parâmetros críticos para

o desempenho de caldeiras verificou que embora a performance dos queimadores seja crítica

para a eficiência, este não é um parâmetro operacional no mesmo sentido que o excesso de ar.

Conclui o pesquisador que uma ótima eficiência de combustão de caldeira envolve o controle

do excesso de ar suprido. A eficiência da caldeira pode ser aumentada em 1% para cada 15%

de redução no excesso de ar: ou 1,3% de redução no teor de oxigênio.

Calor perdido da chaminé pelos ga

Combustível não queimado e produtos de combustão incompleta;

Perdas de calor da estrutura da caldeira através do isolamento;

Calor perdido pela purga da caldeira.

Franchi (1987) listou os pontos de perdas nos sistema de geração de vapor (caldeiras),

relacionando as respectivas causas, conforme Quadro 03, a seguir:

Pontos de perda Causa Perdas na combustão Combustão incompleta Perdas por radiação Construção da unidade - Isolamento Perdas em purgas, drenagens, vents, etc.. Qualidade da água Perdas por diluição (excesso de ar) Estanqueidade;

Concepção das caldeiras. Perdas por excesso na temperatura nos gases de combustão.

Concepção da unidade (Falta de pré-aquecedor para recuperação)

Perdas por bombeamento de ar (ventiladores) Concepção construtiva Perdas bombeamento de água Concepção construtiva

Construção própria –Adaptado de (Franchi 1987)

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industrial, sendo o responsável por conduzir a energia do vapor até o equipamento

e irá realizar o processo industria

to e assim, evitar perdas. Este dimensionamento pode

izado por critérios de perdas de carga nas linhas ou pela velocidade do vapor. Tanto

requer o conhecimento do nível de pressão ótima para o produto

rocessado. Pagy (1986) considerava que o nível ótimo de pressão

e óleos deve situar-se entre (3.0 e 3.5)kgf/cm2. Justificava que

pressão propiciam a decomposição do óleo

s. Soares (1987) compartilha com a idéia, mas considera 2

a responsável direta pela conversão da

energia química do combustível em energia térmica do vapor. Por isso precisa ter a sua

eficiência conhecida e otimizada de modo a produzir os melhores resultados.

(Garcia-Borras 1985; Ozdemir 2004) estabelecem a eficiência de uma caldeira pela

edida da habilidade desta em produzir vapor de um dado suprimento de combustível. Esta

eficiên res.

Cle r ra as caldeiras industriais há quatro definições de

ficiência, mas apenas uma é considerada verdadeira: a conhecida eficiência combustível–

vapor.

ar, radiação e convecção.

O sistema de distribuição de vapor é outro elemento de importância fundamental numa

instalação

qu l. Deve estar adequadamente dimensionado de modo a

propiciar o seu máximo aproveitamen

ser real

em um quanto no outro se

que está sendo aquecido ou p

de vapor para o aquecimento d

temperaturas equivalentes acima desses níveis de

e a sedimentação das frações pesada

o nível ótimo de pressão em 3.0 kgf/cm .

3.3.5.1–EFICIÊNCIA DE CALDEIRAS

A caldeira como sendo o gerador de vapor é

cia varia com o desenho, carga, idade do equipamento e vários outros fato

ave -brooks (2004) afirma que pa

Ela pode ser medida de duas maneiras. A primeira, considerando a razão entre a

quantidade de calor do combustível queimado e a quantidade de calor existente no vapor

produzido, multiplicado por 100. A segunda utiliza o balanço de calor adicionado pelo

combustível e considera a temperatura da chaminé e subtrai as perdas do sistema; excesso de

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Segundo Magalhães (1987) a eficiência das caldeiras pode ser medida com a seguinte

equação:

HQvc = ( ) PCSCH AAV ×÷−×η Equação 11

nde:

Melhorar a eficiência das caldeiras é fundamental para a redução de custos e

minimizaçã d ente combustíveis e água. Os métodos

ara melhorar a eficiência das caldeiras são classificados em dois grupos, de acordo com a

necessi

.3.5.1.1–MÉTODOS SEM INVESTIMENTO

excesso de ar de uma caldeira influencia fortemente a eficiência, porque quanto

maior o ex s esso de ar recomendado pelo mesmo autor é

e 10% para gás natural (equivalendo a 2.2% de O2 no gás da chaminé) sendo que o controle

de con a

η = Eficiência da Caldeira

Qv = vazão de vapor (kg/h)

Hv= Entalpia do vapor (kJ/kg)

HAA= Entalpia da água de alimentação em (kJ/kg)

C= Consumo de combustível (kg/h)

PCS= Poder calorífico superior do combustível (kJ/kg)

o e uso de recursos naturais, principalm

dade de recursos financeiros: sem custo ou novo capital; e com custo e/ou

equipamento adicional. (GARCIA-BORRAS 1985)

Entre os principais métodos sem investimento são citados os seguintes:

Redução do excesso de ar.

ces o de ar menor é a eficiência. O exc

centração de CO feito com sensor infravermelho deve ser de (150 a 250) ppm. Outr

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maneira de medir o excesso de oxigênio é utilizar analisadores de CO portáteis. Neste caso a

freqüência de medição recomendada é semanal.

Redução da temperatura dos gases de saída.

ácido no metal da chaminé. A USEPA(2001a) recomenda que a

temperatura de chaminé deve ser de 50ºF (10ºC) a 100º F (37,8°C) acima da temperatura do

apor saturado produzido. A temperatura da chaminé deve ser medida imediatamente após o

cia. O aumento de temperatura de

haminé acima dessa referência é indício da necessidade de ajustes na razão ar/combustível

ou limp

e de descarga necessária para correta operação do

quipamento.

Vazamentos de vapor podem ser responsáveis por grandes volumes perdidos. Isso é

evido a que a perda é continuada. Para uma pressão de operação de caldeira de 100psig

A alta temperatura da chaminé indica que calor está sendo perdido para o ambiente. A

temperatura deve ser mais baixa quanto possível sem causar corrosão por deposição de

partículas líquidas de

serviço de limpeza. Este valor deve ser usado como referên

eza dos tubos da caldeira.

Redução na pressão caldeira.

Esta ação representa um potencial de ganho de 1% para cada 70 psig a menos. Se o

serviço que usa o vapor não é prejudicado pela menor pressão deve-se proceder a esta

redução, pois oferece ganhos financeiros e ainda redução de perdas na caldeira e por

vazamentos nas tubulações.

Redução de descarga de fundo.

As descargas de fundo são necessárias para evitar entupimentos das caldeiras por

sólidos presentes na água de alimentação. A alcalinidade e o teor de sólidos devem ser

verificados para ajustar a quantidad

Parar os vazamentos de vapor.

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um furo co d a mensal de 210.000 libras.

Os cuidados de

manutenção e operação devem ser rotineiros, de modo a propiciar os reparos quando

detectados problemas.

3.3.5.1.2 –MÉTODOS COM ALGUM INVESTIMENTO.

Entre os métodos com algum investimento são citados os seguintes:

Reduzir “Scale” e depósitos no lado da água.

“Scales” ou incrustações de sais inorgânicos nas paredes das tubulações e depósitos

reduzem a transferência de calor, pois esses sais têm baixa condutividade térmica. Com a

redução da transferência de calor, aumenta a perda para os gases de combustão, reduzindo o

assim aproveitamento do processo.

Aumentar a temperatura do ar de combustão.

O uso de recuperadores de calor para o pré-aquecimento do ar de combustão reduz o

calor necessário para que a mistura combustível atinja a temperatura ótima de queima, assim

aumentando a eficiência da caldeira.

Reduzir perda de calor na caldeira, vapor e válvulas.

Calor é perdido por radiação e convecção através das paredes da caldeira e tubulações

e válvulas não isoladas, ou com baixa isolação.

m iâmetro de ¼” pode resultar numa perd

Parar vazamentos por purgadores de condensado.

Os purgadores são equipamentos responsáveis pela eliminação do liquido condensado

do sistema de distribuição de vapor, mantendo a eficiência do mesmo.

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Recuperar energia do condensado.

O condensado ainda contém um considerável aporte energético que precisa ser apro-

gia e ainda de água. Justificando, portanto,

projeto

veitado. A sua perda significa desperdício de ener

s para a sua recuperação. A USEPA (2001a) defende que a mais eficiente alternativa

para a recuperação de condensado é retorná-lo diretamente para a caldeira.

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. METODOLOGIA

bjetivou a avaliação de um sistema de produção de petróleo utilizando os

ritérios da PmaisL, a qual foi balizada pelas metodologias existentes: (UNEP 1996; CNTL

pios técnicos da PmaisL e do conhecimento do processo de

rodução de petróleo, foi desenvolvido o trabalho seqüenciando as etapas técnicas necessárias

intes aspectos:

prestação de serviços e contas de energia

elétrica. A análise desses documentos permitiu conhecer os gastos com as entradas de

gráficos em periódicos, principalmente o Society of

Petroleum Engineer-SPE, em livros e “sites” especializados da Internet contemplando

de petróleo e minimização de resíduos;

esso;

eradores e supervisores para coleta de dados sobre os procedimentos e tarefas do

pro s

Aná e as na estação;

O trabalho o

2003; CEBDS 2004).

A partir dos princí

à aplicação da metodologia, conforme segue:

1–Avaliação do processo produtivo, considerando os segu

coleta de dados e informações registradas em diversos documentos da empresa sobre

compras de produtos químicos, contratos de

insumos, tais como: água, energia elétrica e quantidade de resíduos sólidos;

Pesquisa de dados biblio

a experiência de outras empresas na prevenção da poluição, com ênfase na busca de

artigos sobre processo de produção

Consulta ao pessoal técnico especializado em assuntos inerentes ao projeto e a

operação das instalações de produção de petróleo, quanto a detalhes do proc

Visita às instalações da Estação objeto do estudo e realização de entrevistas com

ces o;

lis de procedimentos de execução das tarefas realizad

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Acompanhamento das operações realizadas na unidade de produção.

2–Levantamento da quantidade de resíduos gerados por cada processo, utilizando dados

istóricos disponíveis na instalação ou dados de instalações e equipamentos semelhantes

–Medições de temperatura nos tanques de coleta de armazenamento e lavador, nos poços e

Marca RAYTEK ST modelo 60XT com

precisão de -32ºC a 600ºC.

5–Estimati d regamento de carretas de óleo e

tanque de e u

os produtos fabricados, mostrando a

terrelação de todos os processos.

Identificação dos processos ou tarefas/atividades críticas da atividade em destaque

utilizando os critérios da PmaisL.

7–Elaboração do balanço de massa e energia para os processos em estudo, contemplando

todas as entradas e saídas nos processos críticos ou priorizados na etapa anterior.

8– Priorização dos processos para análise e aprofundamento com relação aos critérios de

PmaisL:

quantidade de resíduos e custos de gerenciamento;

problemas identificados na visita à instalação;

importância do processo pelo diagrama da cebola.

dentro da Unidade.

nas carretas de óleo na estação, utilizando um termômetro de contato digital de Marca TESTO

modelo 925, TAG: TD-01.

4–Medições de temperatura na superfície do óleo no interior do tanque de emulsão, utilizando

um termômetro infravermelho com mira a laser de

1% e faixa de temperatura de

va o consumo de vapor para a operação de descar

m lsão, por balanço de massa e energia.

6–Elaboração de fluxogramas nos três níveis do processo: global, intermediário e específico,

com os resíduos gerados, as matérias-primas e

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9-Estabelecimento de indicadores de consumo de insumos e produção de resíduos para

omparação futura na mesma atividade, ou com outras atividades semelhantes, ou com outras

mpresas, utilizando os dados coletados.

12–Ela

onômica de cada proposta de minimização de consumo

de matérias-primas, insumos e geração de resíduos.

10– Identificação dos custos relacionados às perdas, utilizando os mesmos para justificar os

investimentos em alternativas de PmaisL.

11–Análise das causas de geração de resíduos utilizando o diagrama de causa e efeito e

considerando a possibilidade de eliminação de uso do recurso.

boração de propostas para reduzir ou prevenir perdas de material e energia, utilizando

os conceitos de PP ou PmaisL e levando em conta:

Informações na literatura

Conhecimento técnico do pessoal da planta

Exemplos semelhantes em outras companhias

Informações de Bancos de dados especializados sobre a atividade de E&P.

13–Avaliação técnica, ambiental e ec

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5. RESULTADOS E DISCUSSÃO

A otimização ambiental de um processo produtivo com os critérios da PmaisL está

stentada em metodologias de PmaisL disponibilizadas por organizações de reconhecida

redibilidade. Na metodologia proposta para este trabalho, conforme Figura 15, a avaliação

révia exerce importância crucial e a partir dela é construída a avaliação do processo

rodutivo. As etapas desenvolvidas posteriormente foram reduzidas a apenas oito, porém

antendo a mesma consistência técnica e objetivo das metodologias originais.

As informações do processo coletadas nas visitas à instalação permitiram orientar os

sforços para as etapas subseqüentes, de modo que o objetivo seja alcançado na Avaliação

écnica, Econômica e Ambiental–ATEA das propostas de minimização. A avaliação prévia

xerce portanto, um papel de sustentação para as demais etapas, sendo por isso de grande

valia que ela se desenvolva, considerando todo o aporte de conhecimento do processo

produtivo objeto do estudo. As etapas seguintes se caracterizam pelo uso de ferramentas

técnica

Trazendo a PmaisL para um modelo piramidal, Figura 15, a etapa de avaliação prévia

seqüentemente nela apoiadas,

um processo gradativo de incorporação de informações, através das

entas técnicas para tomada de decisão.

s de análise de processos, cientificamente comprovadas, e, orientam os esforços

empreendidos durante a otimização.

ocuparia a base da pirâmide e as seguintes estariam con

representando assim

ferram

Neste modelo, a avaliação técnica, econômica e ambiental ocuparia o ápice da pirâmi-

de, sendo portanto a etapa final que se materializa como resultado obtido com a aplicação da

metodologia de PmaisL

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ide da PmaisL

A seguir estão apresentadas as etapas da avaliação de um sistema de produção de

o discutidos os resultados obtidos.

AÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO

Conforme visto em 2.4.1–Pré-avaliação do sistema de produção, esta é a etapa em que

realiza a visita às instalações e são coletados os dados necessários para levar a cabo a

valiação do processo sob os critérios da PmaisL. Nesta etapa foram identificadas as entradas

saídas do processo, bem com acompanhadas a realização das operações de produção em

ampo, além de tomadas medidas de parâmetros necessários à elaboração do balanço de

assa e energia e aos demais itens necessários à avaliação.

os itens seguintes estão contidos o detalhamento e as constatações verificadas em

ão de um processo produtivo.

Figura 15– Pirâm

A.T.E.A

PropostasPML

Diagrama de fluxo

Causas das perdas

Balanço de massa e energia

Indicadores

Custos das Perdas

Foco e priorização

Pré avaliação

A.T.E.A

PropostasPML

Diagrama de fluxo

Causas das perdas

Balanço de massa e energia

Indicadores

Custos das Perdas

Foco e priorização

Pré avaliação

petróleo, bem com

5.1 PRÉ –AVALI

campo, para os tópicos necessários a uma pré-avaliaç

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5.1.1 D

foi estruturada para coletar a emulsão oleosa ou petróleo cru do próprio

campo: Faz

ento

de Gás Natural–UPGN. A água produzida, após o tratamento por flotação, é utilizada para

injeção no reservatório produtor para m

escrição do processo produtivo

A estação B

enda Araras e o dos vizinhos: Fazenda Sal–FS; Fazenda Espera–FE; Fazenda

Azul–FA, Fazenda Rio Sul–FRS e Fazenda Maria–FM, por dutos, e ainda receber a produção

de campos afastados, por carretas. O petróleo, após passar pelo processamento primário e

estando estabilizado, é enviado para um Parque armazenamento, e, em seguida, para a

Refinaria. O gás natural separado é comprimido e destinado para a Unidade de Processam

anutenção de sua pressão, ou, quando não atinge os

níveis de qualidade adequados é injetado em um reservatório não produtor, com a função de

descarte. A Figura 16 apresenta o fluxograma do processo da Estação B

Figura 16– Fluxograma de processo da estação B

4 x 5000bbl 2000 bbl5000 bbl

1348400 tInibidor de Incrustação – 0,72 l/hDesemulsificante – 1,89 l/h

232273 t

Oleo=88107,8t

TQ. DE LAVAGEM

TQ. DECANTAÇÃO

TQFLOTADOR

AGUAPRODUZIDA

TQ. OLEOPOÇOS

Satélite Compressão

Oleo=1473556t

TQ. AGUAPRODUZIDATQ. DE

EMULSAO

42000 bbl

Caixa de descarregamento

Água de injeção

3 x 5000 bblÓleo

Gás

Corrente ÓleoPetróleo cru

Corrente gasosaCorrente aquosa

5562t

4 x 5000bbl 2000 bbl5000 bbl

1348400 tInibidor de Incrustação – 0,72 l/hDesemulsificante – 1,89 l/h

232273 t

Oleo=88107,8t

TQ. DE LAVAGEM

TQ. DECANTAÇÃO

TQFLOTADOR

AGUAPRODUZIDA

TQ. OLEOPOÇOS

Satélite Compressão

Oleo=1473556t

TQ. AGUAPRODUZIDATQ. DE

EMULSAO

42000 bbl3 x 5000 bbl

Óleo

Caixa de descarregamento

Água de injeção

Gás

Corrente ÓleoPetróleo cru

Corrente gasosaCorrente aquosa

5562t

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Este fluxograma apresenta uma simplificação do processo de produção de petróleo,

com os volumes processados, as capacidades volumétricas dos equipamentos da instalação e

também rrentes de processo: multifásica, oleosa, aquosa e gasosa.

has de coleta

por estarem submetidas a baixas pressões não rompem, portanto, quando vazamentos

acontec

líquida é recuperado em um separador gás-líquido com remoção de gás por um compressor de

baixa pressão de sucção, denominado “gás-boot”. A corrente líquida é enviada para o tanque

de lava

que lavador. O tanque de

armazenamento de emulsão não tem revestimento isolante e nem controle de temperatura. A

bomba e modo a propiciar a transferência do óleo

re durante o tanqu zia tanque

de emulsão.

rocesso d escarga de c tas d o c some, segundo estimativa operacional,

20% do vapor gerado na instalação. Tecnicament a ope o de descarga de óleo já é

ba ançada, as carretas dispõem um njunt serpentinas internas a

di de calo nos tanques d ansp O r p move o aquecimento do óleo

reduzindo a sua viscosidade e, assim, au tan a efi ência de descarregamento do

produto. Este sistem , apresenta perda condensado produzido é

inteiramente descartado para a corrente de águas industriais.

as quatro co

A coleta de petróleo é realizada tanto por linhas de 2 e 3 polegadas de aço-carbono,

compondo o sistema de coleta convencional, como por carretas-tanque. As lin

em são causados por pequenos orifícios provocados por corrosão externa, ou menos

freqüentemente interna, e, eventualmente, por falha de material.

O óleo coletado pelas linhas de produção entra na Estação através do “manifold”,–

conjunto de linhas conectadas a um duto central perpendicular a elas– passa por separadores

gás-líquido, sendo a corrente gasosa enviada para compressão. O gás residual na corren

gem para separação óleo-água.

O óleo recebido por carretas é enviado para dois tanques de emulsão com 2000 barris

(um com aquecimento e outro sem). Do tanque de emulsão, o óleo é bombeado para o “gas-

boot” e incorporado a corrente líquida que segue para o tan

tem sua vazão ajustada entre (10 e 30)m3/h d

cebido dia para o e de lavagem, sem provocar esva mento total do

O p e d arre e óle on

e, raçã

stante av pois de co o de para

stribuição r e tr orte. vapo ro

men do ci

a, porém energia e água, pois o

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100

5.1.1.1–Descarregamento de carretas.

A coleta de petróleo está inserida no procedimento denominado-Receber petróleo, o

qual contempla várias etapas, quais sejam: receber petróleo por carreta; receber petróleo por

carro sugador; receber petróleo por linhas de produção. (PETROBRAS 2004b).

lavador com aquecimento, passando pelo

escarregamento das carretas na Estação, o que também é feito por processo gravitacional.

Tabela 03– Carretas recebidas na Estação B

transportadas por mês

A coleta de petróleo por carretas atende a produção de poços afastados do sistema de

coleta por dutos e aos poços cuja viscosidade do óleo não permite o seu escoamento até a

Estação. Este processo envolve desde o carregamento do óleo nos tanques de armazenamento

temporário na área dos poços – o que é feito por gravidade – até a transferência por

bombeamento deste óleo para o tanque

O número de carretas que utiliza vapor para o descarregamento na Estação está

apresentado na Tabela 03 a seguir. Essa tabela foi construída utilizando dados coletados ao

longo de três meses de operação, no Boletim de Registros, extrapolando o resultado para todo

ano (PETROBRAS 2004d). O volume total descarregado na Estação é a multiplicação do

volume do tanque da carreta pelo número de carretas no período.

N° de carretas Poço carretas (m3)

Set Outcarretas

Volume total Descarregado(m3)

Volume Total

NovFE-XII 35 20 37 25 82 2870FE-XI 35 15 18 5 38 1330FE-X 35 12 12 7 31 1085FS-X 35 8 12 9 29 1085FRS-X 30 55 59 58 172 5160Média 22 27,6 20,8 Desvio Padrão 19 20 22

Total 110 138 104 352 11530

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101

Além d

visa manter a fluidez do

leo, de modo a permitir sua transferência para o tanque lavador por bombeamento. O tanque

de emu de vapor. Deste

modo o vapo u p er necessidade

de calor.

A ad o de vapor no tanque de ulsão s ntrole, propic evação excessiva

da temperatu leo desperdiçando energia, já q r é transfer ra o ambiente. O

armazenamento de emulsão ocorre em ciclos de enchimento e esvaziamento. Na etapa de

enchim

om a madrugada, se

e senta a maior elevação de temperatura,

gio, a elevação de temperatura e a perda de calor atingem o seu ponto máximo. A

atura tanque, pela manhã, durante três

rretas, portanto na situação de maior elevação de

mperatura. Essas medições permitiram calcular o excesso de calor perdido para o ambiente

pelo ta

ue de emulsão

Medição Temperatura(ºC)

o aquecimento do óleo para descarregamento das carretas, o vapor é necessário para

aquecer o óleo recebido no tanque de emulsão. Este aquecimento

lsão não dispõe de isolamento térmico e não há controle de fluxo

r é contin amente inserido no tanque, inde endentemente de hav

içã em em co ia a el

ra do ó ue o calo ido pa

ento acontece a elevação do nível do tanque, o que corresponde a menor temperatura e

ao turno vespertino se estendendo até a noite.

Por outro lado o nível mais baixo do óleo no tanque coincide c

estendendo até a manhã do dia seguint e apre

correspondendo a conclusão da transferência da mistura óleo-água para o tanque lavador.

Neste está

Tabela 04, a seguir, mostra as temper s medidas nesse

dias e antes do recebimento de óleo de ca

nque.

Tabela 04 Temperaturas máximas no tanq

1 822 803 75média 79

A temperatura para manter a fluidez do óleo é de apenas 37ºC, o aquecimento em mais

5ºC é suficiente para manter o óleo fluido em condição de bombeamento para o tanque

lavador. A temperatura acima de 42ºC é excessiva para o processo e implica em perda de

calor.

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102

Na Tabela 05, a seguir, estão apresentadas as medições de temperatura utilizadas para

avaliar o consumo de vapor no aquecimento do tanque de emulsão.

do va

Tabela 05– Cálculo de consumo de vapor no tanque de emulsão

Medição ∆Temperatura(ºC) ∆tempo(s) Taxa de injeção por(kg/s)

1 5,8 1210 0,18 2 6,0 1200 0,19 3 6,2 1220 0,19 média 6,0 1210 19 0,

As medições de taxa de injeção de vapor nesta tabela utilizaram o balanço de energia

dado pe aquecimento de óleo é igual à taxa de calor fornecida

pelo vapor, usando os seguintes dados:

Hsv= e

édio para a faixa de temperatura utilizada) 1,88

kJ/kg/ºC

Cpa=calor específico da á

Consumo de vapor= 685 kg/h=16,43 t/dia.

Para as m peratura foi u o um termômetro infravermelho com o

feixe direc o óleo no tro do tanque, deste modo não houve

contato direto do equipam o óleo.

tanque de lavagem com capacidade

étrica de 42.000 bbl que trata toda emulsão recebida dos campos. O tanque lavador,

apesar de não ser um

la e e quação 07, no qual a taxa d

ntalpia especifica de evaporação do vapor a 65psia 2110,9 kJ/kg

Mfl=massa do fluido sendo aquecimento 25,7t

Cpp=calor específico do petróleo (valor m

gua salgada 4,05 kJ/kg/ºC

edições de tem tilizad

ionado para a superfície d cen

ento de medição com

5.1.1.2–Separação óleo-água.

A separação óleo-água é realizada num

volum

equipamento otimizado para a separação óleo-água, conforme visto em

3.2.2., tem boa eficiência de remoção, porém com tempo de residência muito elevado,

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

103

aproximadamente 96horas. O nível de água, mantido em sua altura média, propicia um

volume de processamento de óleo de 20.000bbl.

O .991,3 m3. A média

mensal está mostrada na Tabela 06, a seguir. Esses dados f s para compor o

balanço de massa para o processo.

leo produzido na Estação B 3 )

volume anual de óleo produzido na Estação, em 2004, foi de 276

oram utilizado

Tabela 06 –Volume de ó

Produção(mMédia mensal 23082,6 Desvio padrão 1236

Desvio padrão relativo (%) 5,3 Fonte: PETROBRAS (2004e)

As características de qualidade do óleo são apresentadas na Tabela 07, a seguir. Esses

dados mostram que o processo apresenta uma baixa estabilidade com relação ao parâmetro

salinidade.

Tabela 0

BS& g/L)

7 –Qualidade do óleo produzido na Estação B

W(%) SAL (mMédia mensal 0,052 154,5 Desvio padrão 004 30, 2

Desvio padrão relativo (% 7,7 20,) 7 Fonte: PETROBRAS (2004f )

a, o que suscita uma relativa

instabilidade desse processo, embora não tenha comprometido a qualidade do produto nesse

período

Os dados mostram que os padrões de qualidade do óleo, BS&W < 1,0% e Salinidade <

320 ppm em cloreto, são atendidos, mas existe significativa variação neste último parâmetro,

medido pelo elevado desvio padrão relativo da amostr

A água produzida tem as suas propriedades monitoradas, de modo a mantê-la dentro

de características compatíveis com o reservatório que a recebe. O volume médio mensal de

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104

água injetada pela Estação, apresentado na Tabela 08, também foi utilizado para a elaboração

do balanço de massa. O volume total de água produzida na Estação foi de 1.248.074,6 m3.

Tabela 08 – Volumes de água injetada e teor de óleos e graxas.

injetada (m3) Óleos/graxas

(mg/L) ÁguaMédia mensal 104006,2 18,15 Desvio padrão 8141 3,6

Desvio padrão relativo 8% 20% Fonte: PETROBRAS (2004f)

A medição de temperatura no tanque lavador é feita por três termômetros instalados no

costado em diferentes níveis de líquido: o primeiro a 1,5 m do piso; o segundo a 6m; o

terceiro a 9m. Os dois últimos medidores estão na camada de óleo e o primeiro está na água.

As tem eraturas medidas quatro vezes, em cada nível do tanque, ao longo de uma semana e as

respect

ivas médias nesses diversos estratos estão na Tabela 09 e foram utilizadas para o

cálculo das necessidades de calor pelo tanque lavador e perdas de calor da massa oleosa para

a água.

Tabela 09 – Temperatura medida no tanque lavador

Altura do tanque (m) Temperatura (°C ) média 1,5 45 41 42 44 43 6,0 74 71 72 71 72 9,0 75 72 73 72 73

O controle de temperatura no tanque de lavagem é feito manualmente, ficando o

operador encarregado de fechar a alimentação do vapor quando é atingida a temperatura de

75ºC e de reiniciá-la quando a temperatura desce para 60ºC.

O óleo produzido tem grau API° 37, dado de análise laboratorial (UN-BA 2001).

Depois de especificado pelo tanque lavador esse óleo é armazenado em três tanques de

5000bbl cada, para posterior transferência. Esses tanques operam em sistema de revezamento:

1º-recebendo a produção; 2º-transferindo; 3º-aguardando para transferir. Como os tanques e

dutos não dispõem de isolamento térmico o petróleo perde calor, equivalente a uma redução

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105

de temperatura de 8ºC a 10ºC- observada nos tanques, durante o armazenamento e

transferência– conseqüentemente reduzindo a sua temperatura e fluidez. Para compensar essas

perdas torna-se necessário o sobreaquecimento do óleo no tanque lavador.

5.1.1.3

, e para o processo de

descarga de óleo recebido por carretas que inclui o tanque de emulsão.

A água industrial para produção de vapor não recebe qualquer tratamento químico.

Isso se deve ao uso de um equipamento de dispersão de partículas iônicas, de marca comercial

– Scaletron, que evita a formação dos depósitos de cálcio sobre as paredes de evaporação de

água da caldeira. O equipamento utilizado funciona alterando a composição iônica da água

quando da sua passagem por uma superfície de liga especial. A ação eletrolítica da liga troca à

razão de supersaturação da água. Isso garante que depósitos de cálcio não se formem como

incrustações. Nesta condição as partículas de cálcio ficam dispersas na água. (SCALETRON,

2004).

A Estação utiliza um procedimento padronizado para realizar a manutenção das

caldeiras. Essa sistemática prevê o uso de equipamentos para análise dos gases de combustão

e ajuste dos parâmetros operacionais visando otimizar a eficiência do sistema. Este processo

de man eses, ajusta a

pressão r utilizando como parâmetro o teor de Oxigênio nos

–Geração e distribuição de vapor.

Todo aquecimento de processo da estação é produzido pelo sistema de geração de

vapor, sustentado por três caldeiras: 1(uma) com capacidade de produção de 5000kg/h e 02

(duas) com capacidade de operação de 2500kg/h utilizadas para apoio em eventualidade.

Todas as caldeiras são do tipo flamotubular, portanto adequadas à produção de vapor de baixa

pressão e utilizam gás natural como combustível.

O vapor produzido na caldeira é utilizado para aquecimento do tanque lavador, que

necessita de calor para aumentar a eficiência de separação óleo-água

utenção, que ocorre durante as paradas programadas a cada doze m

do gás entrando no queimado

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106

gases d

a dos gases de chaminé das caldeiras, ao longo do ano de

2004, são mostradas na Figura 17. Apesar da faixa excessivamente ampla para controle dessa

temperatura, estabelecida no procedimento de operação, a sistemática de controle da Estação

tem conseguido manter uma faixa mais limitada. Na Figura 17 também estão mostrados as

linhas amarela e vermelha que representam os limites máximo e mínimo de temperatura

propostos pela USEPA, conforme subitem 3.3.5.1.1.

A temperatura de chaminé tem sido mantida abaixo do limite superior permitido, o que

demonstra baixa perda de calor pelos gases de combustão na caldeira.

e combustão, que deve ser mantido na faixa de 3,5% a 5,5%. Outros parâmetros

controlados são: teor de CO2 < 12% e temperatura dos gases de chaminé entre 180ºC e

350ºC. Com esses ajustes a eficiência da caldeira deve ficar acima de 82%. (PETROBRAS,

2004b).

A pressão do vapor está estabelecida na faixa de 25psi a 145 psi e a temperatura entre

110 e 250ºC para as caldeiras menores e 110ºC e 350°C para a maior. (PETROBRAS, 2004b).

As médias mensais de temperatur

110,0

150,0

180,0

190,0

atur

170,0

160,0

(ºC)

120,0

130,0

140,0

tem

per

100,0

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezMes

Temperatura maxima

Temperatura minima

Figura 17–Gráfico de temperatura média de chaminés das caldeiras

Fonte: PETROBRAS (2004f).

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107

As caldeiras são equipadas com válvula moduladora (fogo alto/fogo baixo) de modo a

reduzir a taxa de injeção de gás em função da temperatura do vapor, ou seja, quando a

temperatura do vapor estiver abaixo de 100°C aumenta-se a carga de gás, diminuindo com o

aumento da temperatura. A pressão de geração de vapor na caldeira é acompanhada pelos

operadores. Na Figura 18, a seguir, estão apresentadas duas curvas de pressão média mensal

da caldeira: uma na cor amarela representando a média das pressões acima de 60psi, portanto

acima da pressão ótima, e outra abaixo de 60psi na cor azul. Os dados foram obtidos do

boletim de controle de processo.

0,0jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Mes

10,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

ssao

vapo

r (ps

30,0Pre

20,0

Pressao <60psi

Pressao>60psi

86) e Soares (1987),

conforme subitem 3.3.5, já considerando a perda de carga na tubulação.

No período em que a pressão esteve acima da faixa ótima, o seu valor médio foi de

4psi, enquanto fora desse período à pressão média foi de 47psi. (PETROBRAS, 2004f).

Apenas

Figura 18– Gráfico de pressão média do vapor na caldeira-Estação B

Fonte: PETROBRAS (2004f).

Durante o ano de 2004 foram identificadas 1102 horas (12,5%) do tempo de operação

acima da pressão ótima de (3,5 a 4)kgf/cm2 proposta por Pagy (19

no mês de agosto a pressão da caldeira foi mantida durante todo tempo dentro dos

limites adequados, conforme mostrado na Figura 19. Naquele mês ocorreu coincidência entre

as duas curvas.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

108

Apesar da pressão média mensal ao longo do ano apresentar uma relativa estabilidade,

uma avaliação mais apurada demonstra grandes variações dentro de um mesmo mês,

conforme mostra a Figura 19, que apresenta medições de temperatura ao longo do mês de

agosto.

Pressâo do Vapor

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

1 11 13 15 1 21 23 25 27 29

Dia

Pres

sâo

(

50,00

60,00

70,00

psig

)

3 5 7 9 7 19 31

Figu

ara os cálculos de geração de vapor da Estação foram utilizados os dados de

rme consta no Boletim de

Acompanham de Caldeiras PETROBRAS (2002) e o consumo de gas

natural pela caldeira. Para os cálculos de consumo de energia no tanque de emulsão e

descarrregam ição indire isto no item 5.1.1.1. Para

o consumo de energia no tanque lavador foi realizada uma subtração entre o consumo total de

energia de to s e os.

o de Energia.

O consumo de energia da instalação está baseado no Gás Natural e na Energia

elétrica. O gás é obtido do próprio processo de produção de petróleo, e alimenta caldeiras para

geração de vapor e motores de compressores. A energia elétrica é recebida da rede de

ra 19– Gráfico de pressão média do vapor na caldeira agosto 2004,

Construção a partir de dados PETROBRAS (2004f).

eficiência da caldeira medidos em 2002, 82%, confo

ento de Avaliação

ento de carretas foi utilizado a med ta como v

do processo e os consumos nos equipamento specífic

5.1.1.4–Consum

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

109

distribuição da COELBA, empresa distribuidora de energia elétrica no estado da Bahia. Óleo

diesel, em pequena quantidade, é utilizado nos motores das bombas de combate a incêndio.

A medição de consumo de gás e energia elétrica é realizada de maneira aproximada.

Não existem medidores para os diversos processos ou equipamentos. Assim a medição é feita

em um nó onde estão conectadas diversas instalações e por meio de rateio sobre o consumo

chega-se ao valor dos vários equipamentos. Deste modo uma perfeita avaliação de

desempenho do sistema fica prejudicada. Apenas o gás natural exportado é medido. A Tabela

10 apresenta o consumo de combustível nas caldeiras da Estação.

Tabela 10–Consumo de combustível nas caldeiras da Estação B

Consumo (t) Consumo (m3) Total 2004 2006,58 2.520.875 Media mensal 167,22 210.073 Desvio padrão 58 70.000

O consumo por equipamentos é obtido de modo aproximado e considera os seus dados

de plac

Tabela 11– Consumo de energia da Estação B

a de identificação e sua taxa horária de uso. A Tabela 11 apresenta um resumo do

consumo de energia pelas atividades mais importantes da Estação.

Atividade Consumo MWh/ano

Compressão gás (energia elétrica) 25.800 Produção óleo (energia elétrica) 14.400 Separação óleo-água (gás natural) 23.922 Recebimento óleo por carretas (gás natural) 6.500

Fonte: PETROBRAS (2005a).

O consumo de gás natural nas caldeiras da Estação, Figura 20, é obtido através de

método estimativo que considera o gás produzido e o gás exportado pela Estação.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

110

Consumo de gas natural (t)

100

150

200

250

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

eza geral das instalações. A Figura 21 apresenta o volume de água utilizada para

geração de vapor na Estação.

Figura 20– Consumo de gás natural da Estação (PETROBRAS 2005b)

5.1.1.5–Consumo de Água.

A água doce é captada em poço artesiano na região sendo utilizada para a produção de

vapor e limp

Consumo de agua para p

150

200

250

300

rodução de vapor (t)

100

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Figura 21– Consumo de água para geração de vapor. Fonte PETROBRAS (2004f)

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

111

5.1.1.6

A principal entrada de material para o processo é o petróleo, matéria-prima natural

jeita as variações qualidade inerentes ao reservatório que o produz e as técnicas de

no campo de Araras e demais campos associados apresentam

levado teor de água livre 81% com desvio padrão de 15%, segundo dados dos testes de poços

ETROBRAS (2004g) e baixo teor de sedimentos. Testes de BS&W no petróleo do campo

mostra

tambores plásticos de 200 litros, em áreas cobertas e cimentadas com muretas de contenção, a

fim de

–Entrada de Material.

produção. O petróleo produzido

m que poucos poços apresentaram sedimentos ao longo de 2004.

Outras entradas de material importantes estão descritas seguir:

1)Aditivos químicos – Desemulsificante, inibidor de incrustação e corrosão e

seqüestrante de oxigênio. Esses são produtos utilizados para separação óleo-água e proteção

das instalações de superfície e poço. Esses produtos ficam estocados na própria estação, em

minimizar a geração de resíduos em caso de vazamentos desses recipientes. O

quantitativo de aditivos químicos, adicionados ao petróleo na estação, está apresentado na

Tabela 12, sendo também utilizado para a elaboração dos balanços de massa global e

específic

Tabela 12– Consumo anual de aditivos -Estação B

Aditivo Quantidade utilizada (ano)

litro kilograma Desemulsificante,. 15417,6 14338,37 Inibidor de incrustação 8409,6 8409,6 Inibidor de corrosão 4204,8 5760,6 Seqüestrante de oxigênio. 7533,6 10019,69 Total 35565,6 38528,23

)Embalagens plásticas – As embalagens plásticas dos aditivos são coletadas

seletiva

mente e enviadas para aterro sanitário, conforme definido no padrão da Unidade;

3)Óleo lubrificante – O óleo lubrificante usado é coletado em tambores e entregues as

empresas de reciclagem conforme orienta a resolução CONAMA 362/05 ;

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112

4)Peças de reposição, tubulações, conexões, válvulas etc. – As peças metálicas são

coletadas e armazenadas em área de sucata para entrega a empresa siderúrgica.

5.1.1.7–Corrente de Resíduos.

Os resíduos são gerados em todas as etapas do processo produtivo, merecendo

destaque ua, o armazenamento tróleo e a flotação. Em tais etapas

são produzidas significativas quantidades de resíduos por decantação de sedimentos-

ente (sólidos da formação: areia e silte) e parafina pelas características físico-

icas do produto. Os efluentes líquidos são gerados em função do BS&W do petróleo e do

do é incorporado à corrente líquida da estação. Todo efluente

ra manutenção de sua pressão.

prima.

ra a manutenção da atividade

produtiva–manutenção da pressão do reservatório produtor. Nesse aspecto, a incorporação da

água oleosa ao processo é positiva, pois evita a adução de água doce adicional.

Essa corrente, enviada para a atmosfera, está associada às características do produto e

as condições de armazenamento e de processo. Ocorrem em maior intensidade no tanque de

emulsão oleosa, no tanque lavador e no armazenamento. As perdas correspondentes foram

calculadas pelo módulo de cálculo do SIGEA, PETROBRAS (2005b), utilizando os fatores de

a separação óleo–ág do pe

principalm

quím

uso de vapor, cujo condensa

produzido nesse processo é injetado no reservatório produtor pa

Os resíduos oleosos são gerados continuamente. Contudo a sua remoção ocorre de

forma intermitente, quando da limpeza dos vasos de separação e armazenamento. Tais

resíduos estão associados às características intrínsecas do produto e a qualidade da matéria-

Toda água oleosa produzida no processo é utilizada dentro da própria instalação, uma

vez que existe necessidade de utilização desse recurso pa

5.1.1.7.1 –CORRENTE GASOSA.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

113

emissão da “American Petroleum Institute”, “Environmental Proteccion Agency” e “Oil and

Gás Pruducers”. Na Tabela 13, a seguir, estão listadas as emissões atmosféricas na Estação B,

por tipologia de fonte, no ano de 2004. Esses dados foram utilizados para a elaboração do

balanço de massa.

Tabela 13– Estimativa de emissão de COV nos Tanques

Equipamentos Emissão (t/ano) Tanque Lavador 193,8 Tanques de Armazenamento 117,0 Tanques de emulsão 41,4 Total 352,2

5.1.1.7.2 –RESÍDUOS SÓLIDOS PERIGOSOS.

Os resíduos sólidos perigosos típicos são: o óleo lubrificante, a borra oleosa, o solo

resíduos gerados com suas

spectivos percentuais mássicos. O Pólo de Produção A contém a Estação B.

produção deste pólo, por isso utilizada

omo referencia. A borra oleosa ou borra de fundo de tanque e o solo contaminado,

epresentam a maior porção dos resíduos gerados.

contaminado e a sucata ferrosa. Na Figura 22 estão relacionados os

Essa Estação responde por mais de 90% da

A borra oleosa é o resíduo de maior importância volumétrica e econômica pelo seu

elevado custo de gerenciamento. A sucata ferrosa apesar de ser gerada em montante

significativo, apresenta interesse econômico, pois é vendida para reciclagem.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

114

51%

0% 0%

16%

Borra Oleosa

Restos de alimentos(lixo doméstico)

Solo contam. com petroleo(Terra oleosa)

Sucata ferrosa

33%

Embalagens plásticas

Óleo lubrificante usado

Outros

Papel

Figura 22– Gráfico de setores - resíduos gerados no Pólo de Produção A. Fonte:P

Água oleosa é a principal corrente de resíduos, sendo gerada nas atividades

operacionais

aletas etc. Merece também destaque a limpeza de dutos de

transferência, a qual consome água doce quando o óleo é substituído pela água evitando o

congelam

peza dos tanques de processo e armazenamento também consome elevado

volume de água, porém a freqüência desses eventos é baixa: uma vez a cada 2 a 3 anos por

tanque.

ETROBRAS (2004a).

5.1.1.7.3 –CORRENTE DE ÁGUA OLEOSA.

do campo e estação está associada à limpeza de equipamentos e instalações, tais

como bombas, tanques, dutos, can

ento do óleo na tubulação e a drenagem dos tanques. Outra fonte de produção de

água oleosa é a precipitação pluvial nas áreas operacionais contaminadas por óleo.

A lim

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

115

A água oleosa gerada nas operações de campo, também é outro resíduo com volume

gnificativo. No entanto toda ela é utilizada no processo de injeção de água para a

anutenção da pressão do reservatório produtor, o que minimiza a demanda de água doce

pelo pr

5.1.2 Questões gerais do processo produtivo

existência de procedimentos padronizados para a realização das tarefas denota o

interes

is relacionados às atividades desenvolvidas na

stalação foram identificados conforme subitem 3.1, e registrados no banco de dados

corpora de Aspectos e

Impa SNET (PE 4h). O apresenta a s realizadas

na Es respec ades e importânc

de Pro ciado pelo ambiental do estado, o Centro de

Recu

ue de produto na instalação é bastante reduzido, até pela pouca variedade de

insumo

ocesso. Assim, esse resíduo passou a ter importância secundária como perda, e por

isso, não foi considerado para avaliação.

O sistema de gestão da Unidade identifica os processos realizados pela Estação como

sendo de: coleta, tratamento e transferência de óleo, conforme consta no apêndice A-2.

se da Unidade em utilizar práticas reconhecidas pelo seu corpo técnico, como sendo as

melhores.

Os aspectos e impactos ambienta

tivo denominado de Sistema Informatizado de Gerenciamento

ctos– SM TROBRAS 200 apêndice A-1 s tarefa

tação com as tivas ativid ia.

O Sistema dução está licen órgão

rsos Ambientais – CRA.

O estoq

s consumidos. Assim é minimizada a geração de resíduos desses produtos.

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116

5.1.3 Questões específicas do processo.

O tanque de lavagem foi adaptado de um tanque de armazenamento existente,

utilizando toda a sua capacidade instalada de 42.000 bbl, quando o padrão para tanques

lavadores são volumes menores: habitualmente 5.000 bbl ou 10.000 bbl. Deste modo fica

explicado o maior tempo de retenção do equipamento.

A drenagem de condensado para o sistema de água oleosa – com a conseqüente perda

da energia nele contida – está associada à dificuldade técnica de controle do teor de

hidrocarboneto do tanque para os

trocadores de odend té a prometendo a sua

operação.

Nas instalações de produção da Estação B os va ntos ocorridos em 2004 estiveram

relacionados às atividades desenvolvidas no sistema de escoamento, ou seja, nas linhas de

coleta e de transferência. Esses eventos, conforme podem ser visto na Tabela 14, a seguir, não

Tabela 14–Perdas de óleo nas instalações de Produção da Estação B.

no condensado, vez que existe risco de arraste de óleo

calor nele imerso, p o chegar a caldeira com

zame

estão associados a uma causa específica.

vento Equipamento Volume (m3 ) Causa

Vazamento Oleoduto 0,005 Furo por corrosãoTransbordamento Caixa recuperação 10,00 Falha instrumentação Vazamento Poço FAR-64 0,010 Furo por corrosão Vazamento Poço FAR-303 0,010 Falha operacionalTransbordamento Tanque emulsão 0,030 Falha de equipamento

Fonte: PETROBRAS (2004i)

Embora o volume vazado na caixa de recuperação posicione o evento como o de maior

importância, deve-se destacar não haver um processo ou equipamento, cuja freqüência de

rioritário. Deste modo, a Tabela 14 mostra a caixa de

recuperação como elemento importante para a geração de resíduos. Não é possível, contudo a

sua elim

vazamentos o aponte como p

inação, mas apenas o aumento do controle.

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117

5.1.4 Maiores consumidores de energia e geradores de resíduos.

Fonte Consumidora Consumo (MWh/mês)

Percentual

O consumo de energia produzida pelo gás natural apresentado na Tabela 15, a seguir,

está concentrado no tanque lavador e no tanque de emulsão. O quantitativo de energia

consumida foi estimado com base no consumo de gás natural utilizado para produzir o vapor

produzido na Estação, o consumo de vapor do tanque de emulsão, calculado na Tabela 14,

mostrada anteriormente e o consumo de vapor nas carretas. Os dados dessa tabela foram

utilizados para a elaboração dos balanços energéticos dos respectivos processos.

Tabela 15– Consumo energético (vapor) por equipamento

Tanque lavador 1993,5 78,10 Tanque de emulsão 541,7 21,23 Perdas 0,57 16,5Total 2551,7 100

5.1.4.1.–A o co ária

O contrato de fornecimento de energia elétrica é baseado no consumo medido em nó

e medição que abrange um conjunto de instalações (nó de consumo). A tarifa de energia

com o fornecedor no mais baixo nível de mercado

enominado como “consumidor especial”. Nesta categoria a concessionária disponibiliza uma

arga de energia pré-estabelecida e a empresa paga por ela. Não tem havido problema de

excesso

Os resíduos sólidos oleosos são gerados nos tanques de armazenamento e de processo

e estão associados à qualidade da matéria-prima principalmente aos sólidos da formação

dequação d nsumo ao contrato da concession

elétrica é negociada diretamente

de consumo nem pagamento de excessivo nas contas de energia da instalação.

5.1.4.2–Geradores de resíduos.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

118

produtora. Esses resíduos ficam depositados no fundo dos tanques, sendo removidos apenas

O resíduo decantado nos tanques de armazenamento e de processo foi obtido através

de dado

está operando há mais de 4 anos sem ter parado para

anutenção e não há registro do volume de resíduo gerado. A tabela 16 foi construída

utilizan

com a limpeza dos mesmos.

s de contratos para limpeza desses tanques. Para o tanque lavador o volume de resíduo

gerado foi estimado utilizando a produção anual de uma estação de produção, que opera com

tanques de lavagem, e o petróleo processado é da própria bacia sedimentar e com o mesmo

grau APIº, cuja limpeza tem freqüência anual e a geração de resíduos é de 138,7m3. O tanque

lavador da própria Estação B

do dados do SIGRE disponíveis em PETROBRAS(2004a) e informações colhidas em

campo.

Tabela 16–Resíduos gerados na limpeza de tanques–Estação B.

Volume de Resíduos Tanque Resíduo por Nº de Intervalo tanque (m3) tanques de limpeza (ano)

Volume (m3/ano)

Emulsão 72,5 2 2 72,5 Lavagem 2 386,6 1 7 53,9 Armazena 62,7 3 2 115,5 Flotação 66,9 4 2 133,8 Água prod. 14,25 2 2 14,25 Total 389,9

5.1.5 “Lay-out” das instalações.

análise do “lay-out” das instalações permite reposicionar equipamentos e tarefas, de

modo a otimizar o deslocamento dos operadores ou a reduzir esforços e assim economizar

recurso e principalmente energia. No caso de uma estação de produção, os equipamentos são

de gran stimento, não se justificando,

portanto a sua realização.

de porte cuja movimentação requer considerável inve

2 O volume de resíduo no tanque lavador foi estimado considerando o volume máximo permissível dentro dele, o que equivale a 358,7m3

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119

5.2 CONSTRUÇÃO DO DIAGRAMA DE FLUXO

A a c

detalhado de to ções. Assim,

a fragmentação do processo em tarefas e atividades menores, conforme visto no subitem

2.4.2, prom

causas de gera

Para e

e informações res da Estação, além de dados dos sistemas

(PETROBRAS 2004d; PETROBRAS 2004e; PETROBRAS 2005b). O diagrama de fluxo

nível 1, ap e

produção de teis-COV,

petróleo de vazamentos, aditivos, calor e água de vapor condensado.

este nível de avaliação foi possível apenas a identificação das perdas globais do

Pet Gás Natural

Água de Injeção

pli ação das técnicas de prevenção da poluição na indústria requer conhecimento

das as etapas do processo produtivo, bem como de suas inter-rela

ove o conhecimento das entradas e saídas, o que torna possível a análise das

ção dos resíduos.

a laboração desses fluxogramas foram utilizados dados das visitas às instalações

colhidas com técnicos e operado

res ntado na Figura 23, relaciona os principais insumos e saídas do processo de

petróleo, quais sejam: borra oleosa, Compostos Orgânicos Volá

Energia elétrica Energia elétrica

Figura 23– Diagrama de fluxo da produção de petróleo

róleo Óleo Tratado

Produção de Petróleo

Água

Óleo vazado

Pet Gás Natural

Água de Injeção

Aditivos

róleo Óleo Tratado

Borra oleosa Hidrocarbonetos Voláteis

Calor Aditivos Água industrial

Produção de Petróleo

Água

Óleo vazado

Aditivos

Borra oleosa Hidrocarbonetos Voláteis

Calor Aditivos Água industrial

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

120

proces

A borra oleosa é gerada pela decantação de sólidos da formação e precipitação

de parafina e por emulsões estabilizadas nos tanques de flotação.

Os compostos orgânicos voláteis são gerados pela volatilização do petróleo nos

tanques de armazenamento e de processo.

Os vazamentos de óleo acontecem principalmente no sistema de coleta por

dutos e na caixa de recuperação.

O calor é perdido para o ambiente pela falta de isolamento dos tanques, pela

não recuperação de condensados e por procedimentos inadequados.

A água do condensado está associada à perda do vapor condensado que é

desnecessária ao

processo, o que demanda um adicional de produtos químicos. (seqüestrante de

oxigênio).

penas os resíduos sólidos industriais relacionados diretamente com o processo

produtivo, por sua maior importância econômica, foram listados nesta avaliação.

Os critérios utilizados para a fragmentação do processo em tarefas estão relacionados à

gestão integrada da Unidade de Exploração e Produção, conforme visto anteriormente no

Sistema de Gestão Ambiental, item 3.1. Para cada uma das tarefas identificadas foram

analisados o consumo de insumos e as perdas, e, posteriormente detalhada ao nível de

atividade, quando necessário.

so, sem detalhes quanto a etapa efetivamente responsável pela perda ou geração de

resíduo. Conforme descrito, a seguir, os resíduos gerados e os respectivos processos a eles

vinculados, assim se constituem:

descartado no tanque lavador e de emulsão.

Aditivos são perdidos pela recirculação/incorporação de água

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121

Com os critérios acima foram identificadas 11 (onze) tarefas no processo de produção

de petróleo, conforme relacionadas na Figura 24. Aos processos identificados anteriormente

foram associadas às respectivas perdas: óleo, água, aditivos químicos por uso ineficiente pela

diluição com água advinda da condensação do vapor e ainda energia.

igura 24 – Diagrama de fluxo da Estação B

Com as perdas do processo e as tarefas a elas relacionadas, utilizando os critérios de

agamentação do processo definidos no Sistema de Gestão Ambiental da Unidade foram

stabelecidos os mapas de processo conforme diagramas na Figuras 25 e 26.

Figura 25– Diagrama de fluxo da Estação B com perdas de massa.

Produção de Petróleo

1-Co ta Petróleo Por dutos.le

2-Co ta Petróleop arretas

leor C

8-Compressão do Gás

5-SeparaçãoÓleo/água

4-SeparaçãoGas/liquido

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

7- Transferência do Óleo6-Armazenamentode Óleo

3-Gerar e distribuir vapor

Produção de petróleo-Perdas de massa

2-Co

1-Coleta Petróleo Por dutos.

leta Petróleopor Carretas

8-Compressão do Gás

5-SeparaçãoÓleo/água

4-SeparaçãoGas/liquido

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

7- Transferência do Óleo 6-Armazenamentode Óleo

3-Gerar e distribuir vapor

Óleo ÓleoÓleo COV

Óleo COVÁguaÓleo

Óleo

Água

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

122

As perdas de insumos ou resíduos estão relacionadas aos processos: coleta de petróleo

por carretas ou dutos, separação óleo-água, armazenamento de petróleo, flotação e injeção da

água produzida, conforme visto na Figura 25.

As perdas de energia estão nos processos: coleta de óleo por carreta, separação óleo-

água e armazenamento de óleo, conforme identificação da Figura 26, a seguir. Essas perdas

ocorrem devido ao não aproveitamento da energia disponível no condensado e a falta de

isolam ulsão e armazenamento) e ainda por falta de controle de

temper

a Estação B com perdas de energia

eguindo a metodologia proposta, conforme previsto no item 2.4.3, foi realizado o

balanço

três níveis necessários a compreensão do

rocesso: Balanço Global, Balanços intermediários– utilizados para setores ou processos da

stalação e Balanços específicos, para operações críticas.

ento dos tanques (em

atura no tanque de emulsão.

Figura 26– Diagrama de fluxo d

5.3 BALANÇO DE MASSA E ENERGIA

material e de energia para o processo de produção de petróleo. Este balanço

contempla as entradas e saídas da Instalação nos

1-Coleta Petróleo Por dutos.

2 ta Petróleo Carretas

-Colepor

8-Compressão do Gás

5-SeparaçãoÓleo/água

4-SeparaçãoGas/liquido

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

7- Transferência do Óleo 6-Armazenamento

de Óleo

3-Gerar e distribuir vapor

Calor

Produção de petróleo-Perdas de energia

CalorCalorCalor

1-Coleta Petróleo Por dutos.

2 ta Petróleo Carretas

-Colepor

8-Compressão do Gás

5-SeparaçãoÓleo/água

4-SeparaçãoGas/liquido

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

9-Flotação de Óleo

10-Arm. ÁguaProduzida

11-Injeção Ag.Produzida

7- Transferência do Óleo 6-Armazenamento

de Óleo

3-Gerar e distribuir vapor

Calor

Produção de petróleo-Perdas de energia

CalorCalorCalor

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

123

Para a realização dos balanços citados, em seus vários níveis, foram utilizados dados

e produção de óleo e injeção de água, de geração de resíduo na limpeza de tanques, de

emissões atmosféricas e dados de consumo de água de caldeira e os registros de recebimento

de carretas da Estação B. Essas informações estão nos seguintes bancos de dados: Sistema de

Contabilização da Produção de Petróleo– CPROP; Sistema Informatizado de Gerenciamento

de Resíduos– SIGRE; Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas–SIGEA e informações

coletadas junto aos operadores/supervisores da Instalação, bem como laudos laboratoriais.

Os dados utilizados foram convertidos para um período de um ano, quando estes

correspondiam a intervalos menores de tempo.

5.3.1 Balanço de massa e energia global.

A partir do fluxograma do processo de produção no item 5.2 e com os dados

apresentados na avaliação prévia do Sistema de Produção foi elaborado o balanço de massa

visto n das no processo, sem

aiores detalhes que permitam distinguir a operação ou tarefa responsável pela perda. Neste

balanço as perdas materiais são hidrocarbonetos voláteis, água industrial e óleo (borra de

fundo d

s perdas foram calculadas com

base em informações obtidas de várias fontes, conforme mostrados nos balanços específicos

adiante

as, em geral (1 a 2) anos.

a Figura 27, que permite uma visão geral dos insumos e das per

e tanque e vazamento).

Os dados de produção de óleo, água e gás utilizados para a elaboração do balanço de

massa foram obtidos de informações oficiais da Companhia. A

Para o cálculo do material depositado nos tanques foi considerado o intervalo de

tempo entre duas limpez

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

124

Figura 27– Balanço global do processo de produção de petróleo

O balanço de massa foi realizado para conhecer a produção entrando na Estação, vez

que, esses dados não são medidos diretamente, mas apenas pelos testes de produção. A

produção saindo da estação, a produção recebida por carretas, os insumos adicionados e as

os poços.

O balanço energético global, apresentado na Figura 28, utilizou a produção de vapor

da Esta

Petróleo

Óleo Trat

Gás Natural

Ág. de Inj.

Produção de Petróleo

COV Vz

1618171,4 t

390,8t

370,8t 8,2t

1348400t

5562t

232673t

30870t38,53t

Borra oleosa –BOCompostos Orgânicos Voláteis- COVVÁÁ ua Chuva - AC

azamentos - Vzgua Industrial – Ag

1397,7t

Petróleo

Óleo Trat

Gás Natural

Ág. de Inj.

Produção de Petróleo

COV Vz

1618171,4 t

390,8t

370,8t 8,2t

1348400t

5562t

232673t

30870t38,53t

Borra oleosa –BOCompostos Orgânicos Voláteis- COVVÁÁ ua Chuva - AC

azamentos - Vzgua Industrial – Ag

1397,7t

perdas permitiram o calculo da produção recebida d

ção e o seu correspondente conteúdo energético. As perdas de calor foram calculadas

para cada equipamento utilizando a equações 09, 10 e 11 e os coeficientes globais de troca

térmica da Tabela 02.

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125

Gás Natural Água doce

Petróleo

32 º C

Óleo TratadoPetróleo

32 º C

Óleo Tratado

Figura 28 – Balanço energético global do processo de produção de petróleo

O vapor consumido para descarregamento do óleo e aquecimento do tanque de

mulsão foi medido conforme descrito no subitem 3.3.1–Coleta de petróleo, e o vapor

onsumido na separação óleo-água foi obtido pela diferença entre a produção total de vapor e

utilizado anteriormente.

.3.2 Balanço de massa e energia intermediário.

amento de petróleo e Geração e distribuição do vapor. A seguir estão

apresentados os balanços de material e energia para essas tarefas.

izado anteriormente.

.3.2 Balanço de massa e energia intermediário.

amento de petróleo e Geração e distribuição do vapor. A seguir estão

apresentados os balanços de material e energia para essas tarefas.

De posse das perdas do processo identificadas no balanço global e com o

conhecimento das etapas em que elas ocorrem, conforme visto no diagrama de fluxo item 5.2,

foram selecionados os processos objeto de análise, ou seja, aqueles para a realização de

balanço material intermediário, quais sejam: Coleta de petróleo por carreta; Separação óleo-

água; Armazen

De posse das perdas do processo identificadas no balanço global e com o

conhecimento das etapas em que elas ocorrem, conforme visto no diagrama de fluxo item 5.2,

foram selecionados os processos objeto de análise, ou seja, aqueles para a realização de

balanço material intermediário, quais sejam: Coleta de petróleo por carreta; Separação óleo-

água; Armazen

Produção de Petróleo

22ºC

CPAP= 3,3 x1010 kJ(32,4%) CPCond= 8,3x109 kJ(8,1%)CPAR= 3,4x109 kJ (3,3%) CPCAL = 1,6x1010 kJ(19%)CPTL= 4,6x109 kJ(4,4%) CPTem= 2,1x109 kJ(2,0%)

Calor perdido para Água Produzida- CPAPCalor perdido pelo condensado- CPCondCalor perdido pelo armazenamento- CPARCalor perdido na caldeira –CPCALCalor perdido pelo Tanq. Lavador-CPTLCalor perdido tq de emulsão- CPTem

1,03 x 1011 kJGás Natural Água doce

3,2 x 1010 kJ (30,8%) Petróleo

32 º C

Óleo TratadoProdução de Petróleo

22ºC

CPAP= 3,3 x1010 kJ(32,4%) CPCond= 8,3x109 kJ(8,1%)CPAR= 3,4x109 kJ (3,3%) CPCAL = 1,6x1010 kJ(19%)CPTL= 4,6x109 kJ(4,4%) CPTem= 2,1x109 kJ(2,0%)

3,2 x 1010 kJ (30,8%)

1,03 x 1011 kJ

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

126

5.3.2.1–Balanço material e energético do processo de coleta de petróleo.

A coleta de petróleo por carretas apresenta a sua mais significante perda nos tanques

e armazenamento de emulsão, quando o óleo é aquecido a temperaturas de 60°C,

ropiciando aumento nas emanações de hidrocarbonetos voláteis. Outra perda nesse processo

a borra gerada no fundo do tanque. Essas perdas estão apresentadas na Figura 29 - Balanço

aterial do processo de coleta de óleo por carretas, a seguir.

vapor para aquecimento das carretas; a exemplo do aquecimento da água livre vinda com o

petróle

Petróleo Petróleo

87965t

Vapor

Coleta de Petróleo por carretas

COV

6655 t

41,4 t

88110,4 t

6655 t BO

Cond

leo

87965t

Vapor

Petróleo PetróColeta de Petróleo por carretas

COV

6655 t

41,4 t

88110,4 t

6655 t

Figura 29 – balanço material do processo de coleta de óleo por carretas

A coleta de petróleo por carretas também apresenta perdas energéticas na etapa de

aquecimento do óleo no tanque de emulsão. Nesta etapa ocorre perda de calor para o ambiente

pela falta de revestimento isolante no tanque, e em menor escala, pelo uso desnecessário de

104 t

Compostos Orgânicos Voláteis-COVBorra Oleosa-BOCondensado-Cond

104 t

Compostos Orgânicos Voláteis-COVBorra Oleosa-BOCondensado-Cond

BO Cond

o. O balanço energético desse processo, apresentado na Figura 30, foi elaborado a

partir da medição de consumo de vapor nessa etapa. Esta medição foi realizada conforme

subitem 3.3.1.

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127

Figura 30– Balanço energético do processo de coleta de óleo por carretas.

5.3.2.2–Balanço material e energético do processo de separação óleo-água.

bonetos voláteis; água; aditivos e energia- necessitando,

portanto, de maior controle. As perdas de hidrocarbonetos gasosos ocorrem pelo aquecimento

do óle

balanço de massa utilizou os dados de produção da instalação (óleo, água, gás natu-

ral e bo

os foi composta a entrada de emulsão para o processo.

Petróleo Petróleo

aquecido

Vapor

Coleta de Petróleo por carretas

CPA

1,8 10 10 kJ

2,0 x10 9 kJ (11,6%)

1,2 x10 10 kJ (77,8%)

Calor perdido para o ambiente- CPACalor perdido pelo condensado- CPCond

1,9 x10 9 kJ (10,7%) CPcond

Petróleo Petróleo

aquecido

Vapor

Coleta de Petróleo por carretas

CPA

1,8 10 10 kJ

2,0 x10 9 kJ (11,6%)

1,2 x10 10 kJ (77,8%)

Calor perdido para o ambiente- CPACalor perdido pelo condensado- CPCond

1,9 x10 9 kJ (10,7%) CPcond

A separação óleo-água ocorre no tanque lavador e apresenta um número significativo

de perdas, quais sejam: hidrocar

o dentro do tanque lavador e foram calculadas com base no banco de dados de

gerenciamento de emissões atmosféricas SIGEA, PETROBRAS (2005b). Para cálculo da

quantidade de borra de fundo gerada no tanque lavador, pela falta de dados de volume de

material coletado em limpeza do tanque lavador, foram utilizadas informações de uma estação

semelhante, conforme visto no subitem 5.1.4.2–geradores de resíduos. Na Figura 31 estão

apresentados os insumos e as perdas deste processo.

rra oleosa de limpeza de fundo de tanque), consumo de insumos; aditivos químicos e

perdas de voláteis. A partir desses dad

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128

Petróleo

+ Água

Óleo Tratado

Água oleosa

Vapor

Cond

Separação Óleo/agua

COV 193,8 t

Aditivos

232905 t

1348471 t

24012 t 14,34 t

24012 t

1581663,3t Borra

Oleosa

107,8 t

Compostos orgânicos voláteis-COV

Condensado-Cond.

Petróleo

+ Água

Óleo Tratado

Água oleosa

Vapor

Cond

Separação Óleo/agua

COV 193,8 t

Aditivos

232905 t

1348471 t

24012 t 14,34 t

24012 t

1581663,3t Borra

Oleosa

107,8 t

Compostos orgânicos voláteis-COV

Condensado-Cond.

balanço energético desse processo considerou o conteúdo energético total do vapor

rregamento

e carretas, do calor contido na corrente de emulsão, e ainda do calor das correntes oleosa e

quosa saindo do tanque lavador.

onstrando que a separação óleo-água por tanque

lavador é energeticamente um processo pouco eficiente, já que a energia é perdida sem uso

efetivo

perda.

s perdas de calor para o ambiente foram calculadas pelas fórmulas apresentadas no

item 3.3.4–armazenamento do óleo.

igura 31–Balanço material do processo de separação óleo água.

consumido na estação subtraindo do vapor consumido (equivalente) para o desca

O balanço energético, mostrado na Figura 32, apresenta a perda de calor para a água

como a mais importante do processo, dem

. Este dado associado ao elevado teor de água livre do petróleo sugere que o tratamento

desse óleo se realize em duas etapas; a primeira, a separação da água livre em um Tanque de

Água Livre–TAL; e uma posterior, que contemple o tratamento da emulsão mais estável em

um tanque lavador de menor volume e, portanto, de menor

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

129

Fig

namento de petróleo.

O armazenamento de petróleo apresenta como perdas o gás natural vaporizado do

etróleo e a borra oleosa oriunda da decantação de parafinas no tanque e se manifesta na etapa

e limpeza do tanque, conforme Figura 33.

O tanque de armazenamento de óleo, limpo em 2003 apresentou um volume de 77 m3

ETROBRAS 2003). Esse tanque teve um intervalo de tempo em operação de dois anos,

ortanto 38,5m3/ano. Como são utilizados três tanques de 38,5 m3 em paralelo, são geradas

ês vezes esse volume de resíduo, ou seja, 115,5 m3/ano.

Petróleo

+ Água

Ó leo Tratado

Vapor

Separação Óleo/agua

6,36 10 10 kJ

6,4 10 9 kJ (10,1%)CPCond 3,4 10 10 kJ (52,8%)CPAP

3,2 10 10 kJ (30,2%)

Calor perdido para Água Produzida- CPAPCaloCalo

4,6 10 9 kJ (6,9%)

r perdido pelo condensado- CPCondr perdido para o ambiente-CPA

CPA

Petróleo

+ Água

Ó leo Tratado

Vapor

Separação Óleo/agua

6,36 10 10 kJ

6,4 10 9 kJ (10,1%)CPCond 3,4 10 10 kJ (52,8%)CPAP

3,2 10 10 kJ (30,2%)

Calor perdido para Água Produzida- CPAPCaloCalo

4,6 10 9 kJ (6,9%)

r perdido pelo condensado- CPCondr perdido para o ambiente-CPA

CPA

ura 32 – Balanço energético do processo de separação óleo água.

5.3.2.3–Balanço material e energético do processo de armaze

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

130

igura 33 – Balanço material do processo de armazenamento de petróleo.

perda de energia ocorre pela troca de calor com o ambiente e pela falta de

isolam ico do tanque, ver Figura 34. Essa perda de calor foi calculada pela variação

de tem edida na saída do tanque lavador (entrando no tanque de armazenamento) no

momento da transferência para o parque de armazenamento.

tratado

gura 33 – Balanço material do processo de armazenamento de petróleo.

perda de energia ocorre pela troca de calor com o ambiente e pela falta de

isolam ico do tanque, ver Figura 34. Essa perda de calor foi calculada pela variação

de tem edida na saída do tanque lavador (entrando no tanque de armazenamento) no

momento da transferência para o parque de armazenamento.

tratado

Petróleo tratado

Petróleo Petróleo tratado

Petróleo Armazenamento de

Borra oleosa Borra oleosa

ento térmento térm

peratura mperatura m

Figura 34 – Balanço energético do processo de armazenamento de petróleo.

Petróleo23267Petróleo

tratado Petróleo

COV

3 t

117 t115 t

tratado

232904,7 t

Borra oleosa

Armazenamento de 23267

Petróleo

COV

3 t

117 t115 t

232904,7 t

aquecido

CPA-Calor perdido para o ambiente

Armazenamento de

Petróleo

1,03X10 kcal10

etróleo

quecido

Petróleo

aquecido

CPA

Armazenamentode Petróleo

9,5 x 10 9 kcal (91,2)

8,2 x 10 8 kcal (8,8)

kcal

aquecido

CPA-Calor perdido para o ambiente

Armazenamento de

Petróleo

1,03 10

etróleo

quecido

Petróleo

aquecido

CPA

X10 kcal

Armazenamentode Petróleo

9,5 x 10 9 kcal (91,2)

8,2 x 10 8 kcal (8,8)

kcal

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131

5.3.3 Balanço de massa específico.

O balanço material específico foi realizado para a atividade de drenagem de água livre

que se

a a emulsão oleosa recebida por carretas, ocorre redução na massa de água

a ser aquecida e assim é possível reduzir a quantidade de vapor utilizado.

5.3.4 A

Emulsão Petróleo

Vapor

realiza no processo de coleta de petróleo por carreta. Esta atividade é uma das críticas

identificadas na Figura 36–Fluxograma detalhado da coleta de petróleo por carretas.

O balanço de massa específico, Figura 35, mostra que realizando a drenagem da água

livre que acompanh

Figura 35–Balanço de massa específico para a drenagem de água livre

de petróleo 18,9t

Drenagem de Água livre

6655 t

ssa específico -Drenagem de água livre

25,2 t

6,3 t

Balanço de ma

nálise das tarefas críticas.

A PmaisL é essencialmente uma análise detalhada do processo produtivo,

identificando as atividades ou tarefas críticas, e, assim, estabelecendo condições de realização

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

132

compatíveis. As tarefas críticas identificadas nas Figuras 25 e 26 foram correlacionadas às

suas respectivas perdas, formando o mapeamento dos processos. Deste modo tornam-se

visíveis os processos geradores de perdas.

m considerar o consumo de insumos; portanto não sendo suficiente para

atender a PmaisL.

5.3.4.1

oleta de petróleo por carretas inclui, além do desembarque de emulsão,

a coleta e o desembarque de água oleosa realizadas por carreta e por carro sugador (carro a

vácuo)

processo são: energia do vapor, água doce pela condensação desse vapor e

compostos orgânicos voláteis.

fluxograma detalhado da coleta de petróleo, na Figura 36, foi concebido atendendo

ao critério proposto e tendo como adicional às melhorias necessárias a esse processo. As

tarefas 2.1–Embarcar petróleo; 2.3–Desembarcar petróleo da carreta; e 2.4–Desembarcar

petróleo de carro sugador e 2.6–Armazenar emulsão, são as que requerem maior atenção,

A avaliação de criticidade de processos e tarefas, conforme o procedimento da

Unidade resultou na relação de aspectos e impactos da Estação apresentadas no Apêndice A-

2. O procedimento existente, porém, avalia apenas a geração de resíduos e os impactos a ela

relacionados, se

A seguir encontram-se analisadas as tarefas críticas do processo de produção de

petróleo: coleta de petróleo; geração e distribuição de vapor; separação óleo-água e

armazenamento de petróleo.

Coleta de petróleo.

O processo de c

. Nesta avaliação verifica-se sob o critério de consumo ou de perda de insumo, que

estas duas atividades são diferentes, pois o potencial de perdas da primeira é grande devido ao

processo de descarga se realizar com uso de vapor, enquanto a segunda não utiliza esse

insumo. Adicionalmente no desembarque de petróleo de carretas pode ocorrer perda de

produto, enquanto no descarregamento com sugador apenas resíduo pode ser gerado. As

perdas no

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133

porque nelas podem ocorrer perdas de produto ou energia (vapor) e gerar resíduo. A seguir

está apresentado o detalhamento dessas tarefas nas atividades que as compõem:

Em condições normais de operação para a tarefa 2.1–Embarcar petróleo; as atividades

críticas são: 2.1.2–Posicionar carreta embaixo do mangote corretamente; 2.1.4–Conectar cabo

de aterramento; 2.1.5–Conectar mangote de descarga; 2.1.10–Efetuar o carregamento até o

indicador de nível interno; 2.1.12–Fechar a válvula do mangote de embarque drenando o óleo

para a carreta.

ara a tarefa 2.3–Desembarcar petróleo de carreta as atividades críticas são: 2.3.1–

Certificar-se do correto posicionamento da carreta; 2.3.3–Conectar cabo de aterramento;

2.3.4–Conectar mangote de descarga; 2.3.9–Drenar água livre; 2.3.10–Acompanhar nível do

petróleo no tanque da carreta; 2.3.11–Fluidificar óleo; 2.3.12–Retirar vapor quando serpentina

visível.

A tarefa 2.4–Desembarcar petróleo de carro sugador apresenta as atividades críticas:

2.4.1–Certificar-se do correto posicionamento da carreta; 2.4.3–Conectar cabo de

aterramento; 2.4.4–Conectar mangote de descarga; 2.4.7–Acompanhar nível de água oleosa

no tanque da carreta.

or fim para a tarefa 2.6–Armazenar emulsão a atividade crítica é: 2.6.3–Manter

temperatura menor que 45ºC. Estas atividades foram identificadas com a cor azul no

fluxograma de processo conforme Figura 36. A perda de energia ocorre não apenas pelo

descarte do condensado, mas também pela falta de controle de temperatura do óleo aquecido

para descarregamento, e, ainda, pela falta de controle de temperatura do óleo no tanque de

mulsão.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

134

Figura

2-Coletar petróleo por Carretas

36– Fluxograma detalhado da coleta de petróleo por carretas

2.1 Embarcar petróleo.

2.2Medir e

Contabilizar petróleo

2.5Receberpetróleo

de Manifold

2.1.2Posicion

embaixoar a carreta

do mangote corretamente

2.1.1 Conferir lacres da

Válvula de desembarque e da

boca de visita da carreta

2.1.3Desligar motor da

carreta

2.1.4Conectar cabo de

aterramento

2.Romper l

de visit

1.6acre da boca a e colocar

mangotedentro da mesma

2.1.7Certificar-se de que o tanqu a carreta

est vazioe dá

2.1.8álvula do

Tanque de petróleo Abrir v

2.1.9Abrir a válvula do

mangote de embarque

2.1.10Efetuar o carregamento

até indicador de nívelinterno

2.1.11Fechar a válvula dotanque de petróleo

2. 12Fechar

mangote

1.a válvula do de embarque

drenando o óleo para a carreta

2.1.13Fechar e lacrar bocade visita da carreta

2.4Desembarcar

Petróleo de Carrosugador

2.4.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta

2.4.6Abrir válvula de desembarquede petróleo

2.4..2Desligar motor da carreta

2.4.3Conectar cabo de

aterramento

2.4.4Conectar mangote de

descarga

2.4.5Verificar alinhamento das

válvulas para tanqueselecionado

2.4.7Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.4.8Fechar e lacrar válvula

de descarga do carro sugador

2.4.9Desconectar mangote

2.4.10Desconectar aterramento

2.1.5Conectar man

de d carga gote

2.3Desembarcar

petróleo de carreta

2.3.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta

2.3.5Conferir numeração dos

lacres da válvula desemb.e da boca de visita

2.3.6Abrir boca de visita e conferir nível do óleo

2.3.8Abrir válvula de descarga

2.3.2Desligar motor da carreta

2.3.3Conectar cabo de

aterramento

2.3.4Conectar mangote de

descarga

2.3.7Verificar alinhamento das

válvulas para tanque selecionado

2.3.10Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.3.13Fechar e lacrar válvula de descarga da carreta

2.3.14Fechar boca de visita Tq.

2.3.15Desconectar mangote

2.3.16Desconectar aterramento

2.3.9Drenar água livre

2.3.11Fluidificar óleo

2.3.12Retirar vapor quando

serpentina visível

2.6.1 Abrir válvulado tanque

2.6.2Distribuiremulsão

2.6.3Manter temp.

< 40ºC

2.6.4Ajustar vazão

da bomba

2.6.5Manter

transferência

2.6Armazenar

emulsão

2-Coletar petróleo por Carretas

2.1 Embarcar petróleo.

2.2Medir e

Contabilizar petróleo

2.5Receberpetróleo

de Manifold

2.1.2Posicion

embaixoar a carreta

do mangote corretamente

2.1.1 Conferir lacres da

Válvula de desembarque e da

boca de visita da carreta

2.1.3Desligar motor da

carreta

2.1.4Conectar cabo de

aterramento

2.Romper l

de visit

1.6acre da boca a e colocar

mangotedentro da mesma

2.1.7Certificar-se de que o tanqu a carreta

est vazioe dá

2.1.8álvula do

Tanque de petróleo Abrir v

2.1.9Abrir a válvula do

mangote de embarque

2.1.10Efetuar o carregamento

até indicador de nívelinterno

2.1.11Fechar a válvula dotanque de petróleo

2. 12Fechar

mangote

1.a válvula do de embarque

drenando o óleo para a carreta

2.1.13Fechar e lacrar bocade visita da carreta

2.4Desembarcar

Petróleo de Carrosugador

2.4.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta

2.4.6Abrir válvula de desembarquede petróleo

2.4..2Desligar motor da carreta

2.4.3Conectar cabo de

aterramento

2.4.4Conectar mangote de

descarga

2.4.5Verificar alinhamento das

válvulas para tanqueselecionado

2.4.7Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.4.8Fechar e lacrar válvula

de descarga do carro sugador

2.4.9Desconectar mangote

2.4.10Desconectar aterramento

2.4Desembarcar

Petróleo de Carrosugador

2.4.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta

2.4.6Abrir válvula de desembarquede petróleo

2.4..2Desligar motor da carreta

2.4.3Conectar cabo de

aterramento

2.4.4Conectar mangote de

descarga

2.4.5Verificar alinhamento das

válvulas para tanqueselecionado

2.4.7Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.4.8Fechar e lacrar válvula

de descarga do carro sugador

2.4.9Desconectar mangote

2.4.10Desconectar aterramento

2.1.5Conectar man

de d carga gote

2.3Desembarcar

petróleo de carreta

2.3

2.3.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta

2.3.5Conferir numeração dos

lacres da válvula desemb.e da boca de visita

2.3.6Abrir boca de visita e conferir nível do óleo

2.3.8Abrir válvula de descarga

2.3.2Desligar motor da carreta

Desembarcar petróleo de carreta

2.3.1 Certificar-se do correto

posicionamento da carreta2.6.1

Abrir válvulado tanque

2.6.2Distribuir

2.3.3Conectar cabo de

aterramento

2.3.4Conectar mangote de

descarga

2.3.2Desligar motor da carreta

emulsão

2.6.3Manter temp.

2.3.5Conferir numeração dos

2.3.3Conectar cabo de

aterramento

2.3.4Conectar mangote de

descarga

lacres da válvula desemb.e da boca de visita

2.3.6Abrir boca de visita

2.3.7Verificar alinhamento das

válvulas para tanque selecionado

2.3.10Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.3.13Fechar e lacrar válvula de descarga da carreta

2.3.14Fechar boca de visita Tq.

2.3.15Desconectar mangote

2.3.16Desconectar aterramento

2.3.9

e conferir nível do óleo

2.3.7Verificar alinhamento das

válvulas para tanque selecionado

2.3.8Abrir válvula de descarga

Drenar água livre

2.3.11Fluidificar óleo

2.3.12Retirar vapor quando

serpentina visível

2.3.10Acompanhar nível de

petróleono tanque da carreta

2.3.13Fechar e lacrar válvula de descarga da carreta

2.3.14Fechar boca de visita Tq.

2.3.15Desconectar mangote

2.3.16Desconectar aterramento

2.3.9Drenar água livre

2.3.11Fluidificar óleo

2.3.12Retirar vapor quando

serpentina visível

< 40ºC

2.6.4Ajustar vazão

da bomba

2.6.5Manter

transferência

2.6Armazenar

emulsão

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

135

As atividades críticas foram identificadas em azul no fluxograma detalhado na Figura

36. A atividade 2.3.9–drenar água livre foi analisada em detalhe, inclusive sendo testada a sua

viabilidade técnico-operacional, conforme visto nos tópicos seguintes.

For tabilizadas as carretas que utili para o desc ento e então

calculado o consumo de vapor por carreta, bem co total r, e, ainda, o

potencial de redução de consumo.

Com idade arretas d ad ta form a Tabela 3, e

volume de vapor consumido por cada carreta, estimado a seguir, foi avaliado o consumo

total de

medição do tempo de aquecimento das carretas;

Os poços FE- XII, FE- X, FE- XI e FS-X utilizam vapor para o descarregamento

devido à resi , que é alta a

temperatura de mento ão. A ca esultando na queda da

temperatura está associada a baixa produtividade do poço, implicando em elevado tempo de

armazenamento nos carros-tanque estaciona ses po escarregamento da carreta

do poço FRS-X apresenta variaçã proced utiliza stação, ocorrendo o uso ou

não do vapor em o da interp tação do operador quanto a sua necessidade.

Em uma primeira observação visual verifica-se que o óleo produzido nos poços FE-XI

e FE X

am con zam vapor arregam

como o nsumo de vapo

a quant de c escarreg as na Es ção, con e visto n

vapor para este processo. As etapas para o cálculo foram:

medição da vazão do vapor.

O número de carretas transportando óleo é influenciado pelas intervenções realizadas

nos poço no período. Assim, quando um poço é parado para manutenção, a sua produção é

muito afetada, o que promove grande variação no volume de óleo produzido.

stência ao fluxo propiciada pela viscosidade dos seus óleos

descarrega na Estaç perda de lor do óleo r

dos nes ços. O d

o no imento do na E

funçã re

apresentam as maiores viscosidades, portanto de mais difícil descarregamento na

Estação.

A medição do tempo de aquecimento do óleo das carretas considerou que a vazão de

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

136

vapor disponibilizada no ponto de consumo durante um intervalo de tempo curto é constante.

O temp la 17, a seguir.

Tabela 17– Tem e aquec as s na E

(m3) Tem Média

o de aquecimento considerou a média de três medições, conforme Tabe

po d imento de carret recebida stação B.

Poço Vol po(s) FE-XII 2700,0 2800,0 2760,0 2753,3 35 FE-XI 35 6460,0 6480,0 6500,0 6480,0 FE-X 35 4950,0 4920,0 4890,0 4950,0 FS-X 35 3320,0 3280,0 3300,0 3300,0 FRS-X 30 3180,0 3160,0 3200,0 3180,0

a ambiente. O

volume restante foi preenchido, até transbordar, com vapor condensado e o intervalo de

dida com um

ma 42 psi. A te

até 62ºC.

Tabela 18– Medição de vazão escarga de carretas

içã ) emp Vazão (l/s)

Os óleos dos poços FE-X e FE-XI apresentaram os maiores consumos de vapor e,

portanto priorizados para a avaliação de redução de consumo de insumos.

Para a medição de vazão de vapor, dados apresentados na Tabela 18, foi utilizado um

recipiente de 52litros, dos quais 48 foram ocupados por água fria à temperatur

tempo, medido com um cronômetro. A pressão de vapor na linha foi me

nômetro com escala de 0psi a 100psi e atingiu a mperatura da água foi elevada

de vapor na d

Med o Vol (l T o(s) 1 4,0 315,0 0,0127 2 4,0 312,0 0,0128 3 4,0 312,0 0,0128 4 4,0 310,0 0,0129 média 2,2 0,0128 31

Com a vazão m e va or no p nto de a entação das carretas e o tempo médio

para enchimen ec de 5s ula z apo s mento:

,0128 l/s. O consumo de vapor por carreta está na Tabela 19, a seguir. Também é mostrado o

onsumo acumulado no período de um ano considerando o número de carretas descarregadas

na Estação. O volume total de vapor consumido na Estação em 2004 foi de 64,9t.

édia d p o lim

to do r ipiente 312,2 foi calc da a va ão do v r no de carrega

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137

Tabela 19– Consumo de vapor para o descarregamento de carretas

Poço Tempo(s) Volume Consumido (l/s)

Total carretas

Volume anual(m3)

FE-XII 2760 35,4 328 11,6 FE-XI 6462 82,9 152 12,6 FE-X 4938 63,4 124 7,9 FS-X 3300 42,4 116 4,9 FRS-X 3162 40,6 688 27,9 Total 64,9

A Tabela 20, a seguir, apresenta as temperaturas dos óleos medidas nos poços (FE-X

e FE-XI) e também na Estação. A temperatura média desses óleos chegando a Estação é

respectivamente de 31 ºC e 30,4ºC. A perda de calor do óleo é equivalente a sua variação de

temperatura, portanto 5,4ºC para o óleo do poço FE-X e para o poço FE-XI 5,2 ºC. A perda

de calor por carreta corresponde a 70.591,5 kcal e 67.977kcal respectivamente.

Tabela 20–Temperatura de óleo saindo do poço e descarregando na Estação

DATA 05/05/05 DATA 30/05 DATA 06/0605 DATA 07/06/05

Poço Estação Estação Estação

FE X FE-XI FE-X FE-XI FE-X FE-XI FEX FE-XI

Medição Temp. (°C) 1 29,8 36,5 35,8 29,5 29,5 31,7 30,0 30,1 2 36,2 35,6 29,5 31,2 31,7 30,1 30,1 29,9 3 3 3 1,8 30,3 30,0 36, 5,6 30,9 31,5 3 30,2 4 36,4 3 ,6 31,8 30,0 30,4 29,8 5,2 30 31,0 5 3 30,8 31,5 32,0 29,9 31,0 30,1 36,5 6,2 6 36,6 3 31,0 31,7 32,0 29,8 31,0 30,3 4,8 7 35,3 31,2 32,4 32,0 29,6 31,1 30,3 36,2 8 35,6 36,3 9 36,5 35,9 10 36,3 36,6 Media 36,38 35,66 30,5 31,26 31,86 29,94 30,57 30,03

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138

A temperatura do óleo nos poços é inferior à temperatura do ponto de fluidez do óleo

roduzido na Estação, suscitando ser a perda de calor e conseqüente aumento de viscosidade

s responsáveis pela necessidade de calor para o descarregamento desses óleos. A

confirm

o descarregamento desses óleos.

ara o descarregamento das

carreta foi avaliada a possibilidade de redução de consumo, considerando a hipótese de que

a água

io na linha e aumento do tempo de descarregamento, não foram

observados durante a tarefa, portanto a retirada do vapor durante a drenagem da água livre

não tro

Tabela 21–Consumo de vapor descarga de carretas do poço FE -XII

ação desta hipótese ocorreu através da medição do ponto de fluidez do óleo dos poços

FE-X e FE-XI. Essa propriedade foi determinada em laboratório e apontam valores de 39°C e

45ºC, respectivamente, portanto acima da temperatura que eles estão no poço. Deste modo é

demonstrado que o isolamento térmico da carreta não eliminaria a necessidade de vapor para

Concluído pela inviabilidade de eliminação do vapor p

livre existente no óleo transportado, por sua baixa viscosidade, não necessita de

aquecimento para o seu descarregamento. Para a realização do teste foi descarregado o óleo

da carreta drenando a água livre, antes da injeção de vapor. O monitoramento do teor de água

no óleo foi realizado qualitativamente (coletando amostras do óleo no duto de descarga da

carreta). Efeitos como: bloque

uxe qualquer efeito adverso. O menor tempo de aquecimento obtido com o atraso na

injeção de vapor representa menor consumo desse insumo. A Tabela 21, a seguir, apresenta a

redução no tempo de aquecimento do óleo e o volume de vapor por carreta.

Poço Vazão de vapor(l/s)

Tempo (s) Volume de Vapor(l)

0,0128 2100 26,9 0,0128 2090 25,4

FE-XII

0,0128 2110 27,7 Média 2110 26,7

A redução de consumo com o experimento representa quase 20% do vapor utilizado

para o descarregamento das carretas desse campo. O teor de água no petróleo recebido por

carretas na Estação está próximo dos 33% . (PETROBRAS 2004c)

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139

5.3.4.2 Geração e distribuição de vapor.

geração de vapor atende diretamente a dois processos: o de separação óleo-água e o

de coleta de petróleo por carretas. Indiretamente atende ao armazenamento e a transferência

de óleo. As perdas de calor estão relacionadas ao processo de produção de vapor, por conta do

tipo de equipamento utilizado e, eventuais, falhas no isolamento térmico de linhas e válvulas.

As tarefas realizadas nesse processo estão detalhadas na Figura 37, sendo a 3.3–Operar

caldeira e a 3.5–Distribuir vapor as que requerem maior atenção.

Ressalta-se que o Procedimento da Estação, não contem as atividades críticas

constantes da Figura 37, a seguir. Essas atividades devem ser incluídas no procedimento da

Estação considerando as boas práticas para o sistema de geração e distribuição de vapor,

identificadas no subitem 3.3.5–Geração e distribuição de vapor, pois a sua ausência propicia a

perda do recurso energético.

As tarefas críticas para o processo são: 3.3.2–Monitorar e controlar as variáveis do

rocesso; 3.3.3–Verificar funcionamento da purga de fundo automática; 3.5.1–Verificar

s parâmetros – temperatura da chaminé abaixo de 350 °C para a caldeira de maior

a a de menor; pressão de combustível e; diferencial de pressão

a fornalha devem ser reavaliados, conforme os critérios de otimização constantes do item 3–

evisão da literatura. Identicamente os procedimentos operacionais relacionados a

manute

maior

purgadores; 3.5.2–Inspeção linhas de distribuição; 3.5.3–Corrigir vazamentos identificados d

imediato.

potência e abaixo de 250ºC par

nção dos equipamentos de distribuição de vapor de modo a contemplar: a correção

imediata de vazamentos em linhas e válvulas; recuperação de revestimento isolante e

realização de limpeza contínua e intermitente da caldeira.

Com relação aos gases de chaminé a variação de temperatura deve ter a sua faixa

alterada de modo a atender ao critério da USEPA. A faixa atualmente aceita implica em

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140

perda d

5.3.4.3–Separação óleo-água.

tanque lavador, o qual processa o petróleo vindo

do tanque de emulsão e mais a produção recebida por dutos. O vapor utilizado para

aquecim

ara o meio ambiente. Como o vapor utilizado para aquecimento é

descartado para a corrente de água pluvial o calor residual neste condensado é perdido.

e calor. A pressão do vapor gerado é outra variável a ser controlada com mais rigor,

haja visto o aumento de consumo de gás com a maior pressão.

3-Gerar e distribuir vapor

Figura 37– Fluxograma detalhado do processo de geração e distribuição de vapor, elaborado

com base em PETROBRAS (2004b).

A separação óleo-água é realizada no

ento do tanque lavador pode ser descartado para corrente de água pluvial, ou ainda

pode ser incorporada na corrente de água produzida para injeção. A prática utilizada na

Estação é o descarte p

3.1.1Verific

água nar nível de

o tq e no GV.

3.1.7 existência zamentos

Verificarde va

3.1.2Abrir válvulas

da bomba d’água

3.1.3Abrir válvula prima-ria da linha de gás

3.1 Prep. caldeira para partida

3.3Operar caldeiras

3.2Partir a caldeira

3.1.4Verificar a pressão

após a PCV da linha principal

3.1.5Abrir válvula secunda-

ria da linha de gásdo piloto

3.1.8Verificar se val. de saída de vapor está

fechada

3.1.6Verificar a pressão

após CV da linha g do piloto

a Pás

3.3.1Verificar nível de

água no tq e no GV.

3.3.2Monitorar e controlar

as variáveis do processo

3.3.4Purgar a colunade nível uma vez

por dia

3.3.3Verificar o funciona-

mento da purga de fundo automática

3.3.5Purgar a colunade nível uma vez

por dia até desligar caldeira

3.3.6Fazer teste manualdas PSV, todo dia 15

3.3.7Substituir elementos

do filtro de águapressão > 1kg/cm2

3.4Medir consumo

de água

3.4.1Verificar nível de

água no GV.

3.4.2Verificar se o nível

de água no tq e > 3m

3.4.4Fechar a válvula

de entrada do tanque

3.4.3Desligar a válvula depurga de fundo do GV

3.4.5Medir o nível de água no tq

3.4.6Após 1 h medir

nível de água no Tq

3.4.7Ligar válvula de purga

de fundo do GV

3.4.8Abrir válvula de

entrada de água no Tq

3.4.9Calcular o consumo de água dos GV’s

3.2.1Posicionar chave

em automático

3.2.2Selecionar bomba

d’água e posicionar chave em automático

3.2.3Posicionar a chave Seletora do GV em

LIGA, segurar e aguardar o acionamento do GV

3.2.4Verificar o acendimento

dos queimadores(piloto e principal), obser-

vando o sinalizador do programador eletrônico

e o visor de chama

3.2.5Fechar a válvula secun-

daria da linha de gásdo piloto

3.2.6Aguardar a

Pressurização do GV para começar a abrir a

Válvula de saída de vapor

3.5Distribuir vapor

Caldeira

3.5.1Verificar purgadores

3.5.2Inspecionar linhas

de distribuição

3.5.3Corrigir vazamentos

identificados deimediato

3.6Parar

Caldeira

3.6.1Pressionar tecla

“MENU”depois tecla “0” e depois tecla “1”

3.6.2Fechar valv. Primariada linha geral de gás

3.6.4Acionar bomba

d’agua até onível de água cobrir o

visor de nível

3.6.3Fechar valv. de saída

de vapor

3.6.5Fechar as válvulas de

sucção e recalque

3-Gerar e distribuir vapor

3.1.1Verific

água nar nível de

o tq e no GV.

3.1.7 existência zamentos

Verificarde va

3.1.2Abrir válvulas

da bomba d’água

3.1.3Abrir válvula prima-ria da linha de gás

3.1 Prep. caldeira para partida

3.3Operar caldeiras

3.2Partir a caldeira

3.1.4Verificar a pressão

após a PCV da linha principal

3.1.5Abrir válvula secunda-

ria da linha de gásdo piloto

3.1.8Verificar se val. de saída de vapor está

fechada

3.1.6Verificar a pressão

após CV da linha g do piloto

a Pás

3.3.1Verificar nível de

água no tq e no GV.

3.3.2Monitorar e controlar

as variáveis do processo

3.3.4Purgar a colunade nível uma vez

por dia

3.3.3Verificar o funciona-

mento da purga de fundo automática

3.3.5Purgar a colunade nível uma vez

por dia até desligar caldeira

3.3.6Fazer teste manualdas PSV, todo dia 15

3.3.7Substituir elementos

do filtro de águapressão > 1kg/cm2

3.3.1Verificar nível de

água no tq e no GV.

3.3.2Monitorar e controlar

as variáveis do processo

3.3.4Purgar a colunade nível uma vez

por dia

3.3.3Verificar o funciona-

mento da purga de fundo automática

3.3.5Purgar a colunade nível uma vez

por dia até desligar caldeira

3.3.6Fazer teste manualdas PSV, todo dia 15

3.3.7Substituir elementos

do filtro de águapressão > 1kg/cm2

3.4Medir consumo

de água

3.4.1Verificar nível de

água no GV.

3.4.2Verificar se o nível

de água no tq e > 3m

3.4.4Fechar a válvula

de entrada do tanque

3.4.3Desligar a válvula depurga de fundo do GV

3.4.5Medir o nível de água no tq

3.4.6Após 1 h medir

nível de água no Tq

3.4.7Ligar válvula de purga

de fundo do GV

3.4.8Abrir válvula de

entrada de água no Tq

3.4.9Calcular o consumo de água dos GV’s

3.4Medir consumo

de água

3.4.1Verificar nível de

água no GV.

3.4.2Verificar se o nível

de água no tq e > 3m

3.4.4Fechar a válvula

de entrada do tanque

3.4.3Desligar a válvula depurga de fundo do GV

3.4.5Medir o nível de água no tq

3.4.6Após 1 h medir

nível de água no Tq

3.4.7Ligar válvula de purga

de fundo do GV

3.4.8Abrir válvula de

entrada de água no Tq

3.4.9Calcular o consumo de água dos GV’s

3.2.1Posicionar chave

em automático

3.2.2Selecionar bomba

d’água e posicionar chave em automático

3.2.3Posicionar a chave Seletora do GV em

LIGA, segurar e aguardar o acionamento do GV

3.2.4Verificar o acendimento

dos queimadores(piloto e principal), obser-

vando o sinalizador do programador eletrônico

e o visor de chama

3.2.5Fechar a válvula secun-

daria da linha de gásdo piloto

3.2.6Aguardar a

Pressurização do GV para começar a abrir a

Válvula de saída de vapor

3.2.1Posicionar chave

em automático

3.2.2Selecionar bomba

d’água e posicionar chave em automático

3.2.3Posicionar a chave Seletora do GV em

LIGA, segurar e aguardar o acionamento do GV

3.2.4Verificar o acendimento

dos queimadores(piloto e principal), obser-

vando o sinalizador do programador eletrônico

e o visor de chama

3.2.5Fechar a válvula secun-

daria da linha de gásdo piloto

3.2.6Aguardar a

Pressurização do GV para começar a abrir a

Válvula de saída de vapor

3.5Distribuir vapor

Caldeira

3.5.1Verificar purgadores

3.5.2Inspecionar linhas

de distribuição

3.5.3Corrigir vazamentos

identificados deimediato

3.6Parar

Caldeira

3.6.1Pressionar tecla

“MENU”depois tecla “0” e depois tecla “1”

3.6.2Fechar valv. Primariada linha geral de gás

3.6.4Acionar bomba

d’agua até onível de água cobrir o

visor de nível

3.6.3Fechar valv. de saída

de vapor

3.6.5Fechar as válvulas de

sucção e recalque

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

141

Os fluidos vindos da caixa recuperação oriundos da limpeza de equipamentos, água

luvial contaminada com óleo e vazamentos na área operacional contém oxigênio, o que

ropicia a formação de ácidos orgânicos e sua conseqüente precipitação no processo,

onforme visto no subitem 3.3.3–Tratamento de água produzida. A separação óleo-água

presenta a maior variedade e quantidade de resíduos gerados. Neste processo as principais

erdas são: calor, resíduos sólidos e hidrocarbonetos voláteis.

A Figura 38 apresenta as tarefas que requerem maior atenção no processo de separação

leo-agua, quais sejam: 5.2–Injetar vapor no tanque; 5.3–Injetar produtos químicos; 5.4–

onitorar variáveis do processo; 5.5.–Coletar amostras de óleo. Essas tarefas foram

etalhadas em atividades identificadas com a cor azul por serem consideradas as de maior

riticidade, conforme segue: 5.2.3–Manter purgadores regulados; 5.2.4–Retornar condensado

o tanque lavador; 5.3.3–Regular taxa de injeção de produto químico; 5.4.2–Manter injeção

e vapor se temperatura maior que 55ºC e menor que 70ºC; 5.5.3–Fechar válvula após coleta

o procedimento operacional para a separação óleo-água não foi prevista a descarga

o condensado para a canaleta de água pluvial. Esta descarga é crítica para o processo, pois

para a segurança dos operadores, já que é uma fonte

quecida disponível para acesso. Uma opção ao descarte do condensado para as canaletas

ria a injeção no colchão de água do tanque de lavagem. Neste caso o risco para os

trabalh

amostra de óleo.

propicia perda de calor e ainda risco

adores é minimizado, porém a perda energética continua. Esta tarefa deve ser

incorporada entre as críticas, portanto.

A injeção de produto químico, desemulsificante, é outra tarefa crítica desse processo,

vez que a sua falta ou excesso são prejudiciais à separação óleo-água. Assim sendo é

necessário rigoroso controle dessa atividad

O retorno do condensado para a linha de água de alimentação da caldeira, permite a

recuperação de energia e de água, minimizando o consumo de gás natural e a adução de água

doce para o processo.

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142

5-Separação óleo-água

Figura 38– Fluxograma detalhado do processo de separação óleo água elaborado com base

em PETROBRAS (2004b)

5.3.4.4–Armazenamento de petróleo.

des, conforme segue: 6.4.3–Fechar válvula quando volume

atingido; 6.5.1–manter óleo estocado. Foram detalhadas por serem consideradas as de maior

O armazenamento de petróleo é realizado em tanques de aço-carbono que recebem o

óleo tratado do tanque lavador. A falta de isolamento térmico permite perdas de calor durante

o armazenamento equivalente a 8ºC de diferença de temperatura. A temperatura mínima do

óleo para transferência é de 55ºC, abaixo desse limite, a perda de calor compromete a fluidez

do óleo no duto devido ao seu congelamento, impossibilitando a transferência. As atividades

críticas estão apresentadas na Figura 39.

Nesse processo as perdas de compostos voláteis e borra oleosa não estão associadas às

práticas operacionais, mas ao próprio armazenamento. As tarefas que requerem maior atenção

foram detalhadas em ativida

5.1 Colocar tanque

em operação

5.3Injetar

Produto químico

5.2Injetar vapor

no tanque

5.6Retirar Tanque De operação

5.4Monitorar variáveis

do Processo

5.5Coletar

amostrasde óleo

5.4.1Verificar

temp. entre

55<T<70°C

5.4.2Manter vapor

se 55<T<70°C

5.4.3Receber

resultado dolaboratório

5.6.1Fechar válvula de alimentação

5.6.2Injetar água

produzida

5.6.3Elevar nívelde água

5.6.4Drenar óleo

5.6.5Drenar água

5.3.1Conectar bombonana sucção

5.3.2Acionar bomba

injetora

5.5.1Abrir válvula

5.5.2Encher coletor

5.5.3Fechar válvula

5.6.6Limpar o tanque

5.5.4Enviar amostra

laboratório

5.4.4Avaliar BS&W

5.4.5Reprocessar se

BS&W > 0,2

5.3.3Regular taxa

de Injeção

5.1.1 Abrir válvula de

entradano tanque

5.1.2 Distribuir a

vaz de petróleo no tanque

5.2.1 Abrir válvula

5.2.2Aguardar

temperatura subirAté 70ºC

5.2.3 Manter purgadores

regulados

5.2.4 Retornar condensado

ao TL

5-Separação óleo-água

ão

5.1 Colocar tanque

em operação

5.3Injetar

Produto químico

5.2Injetar vapor

no tanque

5.6Retirar Tanque De operação

5.4Monitorar variáveis

do Processo

5.5Coletar

amostrasde óleo

5.4.1Verificar

temp. entre

55<T<70°C

5.4.2Manter vapor

se 55<T<70°C

5.4.3Receber

resultado dolaboratório

5.6.1Fechar válvula de alimentação

5.6.2Injetar água

produzida

5.6.3Elevar nívelde água

5.6.4Drenar óleo

5.6.5Drenar água

5.3.1Conectar bombonana sucção

5.3.2Acionar bomba

injetora

5.5.1Abrir válvula

5.5.2Encher coletor

5.5.3Fechar válvula

5.6.6Limpar o tanque

5.5.4Enviar amostra

laboratório

5.4.4Avaliar BS&W

5.4.5Reprocessar se

BS&W > 0,2

5.3.3Regular taxa

de Injeção

5.1.1 Abrir válvula de

entradano tanque

5.1.2 Distribuir a

vaz de petróleo no tanque ão

5.2.1 Abrir válvula

5.2.2Aguardar

temperatura subirAté 70ºC

5.2.3 Manter purgadores

regulados

5.2.4 Retornar condensado

ao TL

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

143

criticidade. A perda de calor identificada no fluxograma do processo de armazenamento não é

isível para o procedimento da Unidade.

s de armazenamento também são utilizados como complementos ao sistema

e separação óleo-água para eventualidades operacionais; quando o óleo não sai especificado

do tanq urança

operacion a da qualid é provocada

por varia eratura, ação de dese nte e tempo de residência no

tanque de ú râmetro é mu

este não s a variável crítica. As outras duas são controláveis a partir de

procedimentos operacionais estabelecidos e rigorosam pridos, assim sendo

descontrole nesse processo se constituirá em exceção e como tal deverá ser tratado. Na rotina

operacional três tanques propiciam

Figura 39–Fluxograma detalhado do processo de armazenamento de petróleo

elaborado com base em PETROBRAS (2004b).

Os tanque

6-Armazenar Petróleo

6.1 Selecionar

tanque em estação

6.3Alinhar tanque

em estação

6.2Preparar tanque

em estação

6.4Acompanhar recebimento

6.4.1Medir

Altura do tanque

6.4.2Conferir volume

útil

6.5Manter óleo

estocado

6.1 .1 6.5.1Manter óleo

estocado

6.2.1

ue de lavagem. Assim esses tanques são utilizados como um sistema de seg

al para a garanti ade do produto. A instabilidade do processo

ção de temp concentr mulsifica

lavagem. Como o ltimo pa ito maior que o necessário ao processo,

e constitui em um

ente cum

a intensificação de efeitos indesejáveis no processo; o

primeiro deles, a deposição de material no fundo do tanque; o segundo é a perda de calor

nessa mesma massa de óleo.

Verificar tanque que está vazio

Verificar volume útil

6.2.2Sinalizar tanque para recebimento

6.4.3Fechar válvula quando volume

atingido

6-Armazenar Petróleo

6.1 Selecionar

tanque em estação

6.3Alinhar tanque

em estação

6.2Preparar tanque

em estação

6.4Acompanhar recebimento

6.4.1Medir

Altura do tanque

6.4.2Conferir volume

útil

6.5Manter óleo

estocado

6.1 .1 6.5.1Manter óleo

estocado

6.2.1Verificar tanque que está vazio

Verificar volume útil

6.2.2Sinalizar tanque para recebimento

6.4.3Fechar válvula quando volume

atingido

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

144

5.4 DE

s custos das perdas foram determinados utilizando as suas parcelas conforme proposto no

subitem

e água. A cotação do Dólar americano (US$) utilizada

durante esta etapa foi de R$ 2,75 =US$ 1,00 referente ao dia 14/03/2005.

.4.1 Cálculo de perda pela geração de resíduos oleosos.

Os resíduos oleosos são os de maior importância considerando os volumes e custos

nvolvidos. O custo dessa perda envolve várias atividades desde a coleta do material dentro

do tanq

os da Estação B (R$/t)

íduo oleoso

TERMINAÇÃO DOS CUSTOS DAS PERDAS

2.4.6. Foram calculados os custos para as perdas: pela geração de resíduos oleosos

(Borra de fundo de tanque e solo contaminado); perda de Compostos Orgânicos Voláteis nos

tanques de armazenamento e de vapor d

ue, ou no solo – de acordo com o tipo do resíduo – até o seu tratamento, passando pela

administração desse trabalho. A Tabela 22 –Custo por tonelada para gerenciamento de

resíduos oleosos da Estação B– apresenta dados obtidos de contratos de prestação de serviços

de limpeza de tanques, transporte e tratamento de resíduos realizados na Unidade de Negócio

no ano de 200

Tabela 22 –Custo para gerenciamento de resíduos oleos

Tipo de Custo Res Borra fundo tanque Solo contaminado Tratamento 565,00 565,00 Perda do produto 341,00 85,25 Administrativo 50,00 60,00

Coleta 380,00 50,00

Total 1336,00 760,25

O custo administrativo considera o tempo necessário para a realização da coleta e

tratamento de uma tonelada de resíduo e valor do salário médio por hora dos trabalhadores

envolvidos na coordenação desses serviços.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

145

O teor de sólidos da borra oleosa considerado foi de 20% calculados a partir do teor de

edimentos nos tanques. Cada tonelada de borra oleosa contém 2,51 bbl de óleo. A densidade

a borra é muito próxima de 1g/cm3.

al com esses resíduos oleosos é de R$ 608.586,00 sendo R$ 520,906,40

om a borra de fundo de tanque e R$ 87.679,60 com solo contaminado.

O volume de hidrocarbonetos gasosos perdidos para a atmosfera anualmente,

alculado pelo SIGEA PETROBRAS (2005b) é de 352,2t, conforme a Tabela 13, página 111.

$ 320 /1000m3

ETROBRAS 2005c), pode-se calcular o valor da perda, conforme apresentado na Tabela

3, a seguir.

to COV´s

O teor de sólidos do solo contaminado foi estimado em 90%, a partir de dados de

remoção de material de vazamentos em diversos campos da Unidade. Cada tonelada de solo

contaminado contém 0,62 bbl de óleo.

O custo anu

5.4.2 Cálculo do custo da perda de COV para atmosfera.

Considerando o preço de mercado para o gás natural de US$3,00/MMbtu, ou R

Tabela 23 – Custo para gerenciamento de COV (R$/t)

Tipo de CusTratamento 0,00Perda do produto 403,20Administrativo 0,00Coleta 0,00

Total 403,20

O custo de gerenciamento dos Compostos Orgânicos Voláteis – COV está associado

perda calcula-se o custo total em

apenas à perda do produto. Os demais itens de custo têm valor desprezível e, portanto não

foram considerados. Com o custo unitário e volume total de

R$ 142.007,40/ano.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

146

5.4.3 Cálculo

O cálculo do custo do calor perdido considerou o custo equivalente para a produção da

mesma quantidade de vapor, levando em conta o custo de geração de vapor da estação. As

perdas de vapor foram calculadas utilizando as equações 03 e 04, sendo que inicialmente foi

alculado o custo de geração de vapor CG, conforme abaixo.

c = Preço do combustível – gás natural da Petrobras (US$/MMbtu) 3,00

Hv = E

0,82

G = Custo de geração do vapor (US$/1000lb). 5,50

densado na Estação.

Massa

ção (kJ/kg) 83,6

Quantidade de vapor anual equivalente ao condensado perdido (t) 2710,7

Custo anual da 0

Como o condensado é descartado não há coleta e nem tratamento e, port o custo

de gerenciamento não foi considerado. O custo total perfaz um montante de R$ 90.199,42. A

Tabela 24 apresenta o custo de gerenciamento dessa perda.

do custo de calor perdido na Estação B.

Dados de entrada:

ntalpia do vapor produzido na Estação (btu/lb) a 65psia 1.179,1

HAA = Entalpia da água de alimentação (btu/lb) a (22,5 °C) 33,00

ηc = Eficiência total da caldeira (fração)

5.4.3.1 – Cálculo do custo anual da perda de calor no condensado descartado.

Todo condensado de vapor é drenado para as canaletas de água pluvial sendo, portanto

o calor perdido para o ambiente. Utilizando a equação 11 calcula-se o custo da perda do con-

de condensado (kg) 30870000

Entalpia do condensado a pressão média de uso 4,0kgf/cm2 (kJ/kg) 414,2

Entalpia da água de alimenta

perda do condensado vapor (US$) 32799,8

anto,

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

147

Tabela 24 – Custo para gerenciamento de perda de condensado (R$/t)

Tipo de Custo Condensado Tratamento 0,00 Perda do produto 3,36 Administrativo 0,00

Coleta 0,00

Total 3,36

5.4.3.2 – Cálculo do custo anual da perda de calor pelo Tanque de armazenamento.

A perda de calor no tanque de armazenamento ocorre pela falta de isolamento térmico

e propicia uma redução média de 8°C na temperatura do óleo. A seguir está apresentado o

cálculo

1,88

ariação de temperatura do óleo (°C) 8.0

Massa de óleo 2600

Calor perdido ( 1,145x109

Volume de gás equivalente perdido (m3) 35265,09

Quantidade de v ,9

Custo anual do S$) 5234,82

O custo unitário de gerenciamento da perda de calor no armazenamento para cada

custo total para os três

nques é de R$ 43.187,27.

da perda por cada tanque, que foi realizado utilizando a equação 09.

Calor específico do óleo (kJ/kg/°C)

aquecida (kg) 7617

kJ)

apor (t) 431

vapor (U

tanque apresentado na Tabela 25 é de R$ 14.395,76, enquanto o

Tabela 25 – Custo para gerenciamento de perda de calor armazenamento

Tipo de Custo Tq’s Armazenamento Tratamento 0,00Perda do produto 14.395,76Administrativo 0,00Coleta 0,00Total (R$/tanque) 14.395,76

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

148

5.4.3.3

vapor de

aproxim de erda m efeito altamente negativo sobre o sistema de

distribu a

o cálcu o Anexo II-Perda e vapo por o

Taxa d

Tempo e perda (h) 8640

Consum

O cust linha de

distribuição apresentado na Tabela 26 é R$ 33,27, enquanto o custo total é R$ 4.588,00

considerando a seguin ólar ( US$ =2,75R$)

T de gerenciamento de perda por vazamento em a

Custo Vazamento vapor

– Cálculo do custo anual da perda de vapor por linha de ¼ ”

Foi identificada uma válvula de quatro polegadas com vazamento de

adamente ¼” . Esse tipo p te

ição devido a sua constância e tendência ao alargamento do orifício com o tempo. Par

lo da perda de vapor foi utilizado d r rifício.

e perda horária 35,11

o de combustível (m3) 1751,05

Quantidade de vapor (t) 137,88

o unitário de gerenciamento pela perda de vapor na válvula da

te cotação do d

abela 26 –Custo linh

Tipo de Tratamento 0,00 Perda do produto 33,27 Administrativo 0,00 Coleta 0,00 Total (R$/t) 33,27

e de emulsão.

ara o cálcu d ca ue d fora s a

p r ie s globais de troca térmica, considerando a

xim em 79ºC, nforme vist anteriormente. A Tabela 27 apresenta os

5.4.3.4 – Cálculo do custo da perda de calor no tanqu

P lo do custo a perda de lor no tanq e emulsão m utilizado

equação geral de erda de calo e os coefic nte

temperatura má

valores para o gerenciamento dessa perda.

a co o

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

149

Coeficiente global de troca térmica (W/m2/ºC) 9,1

Área do tanque total (m2) 204,4

Temperatura da emulsão ( ºC) 79

Quantidade de vapor perdido (t) 1.995,22

Tabela 27 – Custo para gerenciamento de perda de calor Tq emulsão

Temperatura ambiente (ºC) 22

O calor perdido ano (kJ) 6,46x109

Volume de gás equivalente consumido (m3) 160.946,12

Custo de geração de vapor perdido (US$/1000lb) 5,5

Custo do vapor perdido (R$) 66.391,11

O custo para gerenciamento da perda de calor está associado apenas à sua reposição.

Não há custos com a coleta e o tratamento do condensado, já que o mesmo é descartado.

Tipo de Custo Condensado Tratamento 0,0 Perda do produto 66.391,11 Administrativo 0,0

Coleta 0,0

Total (R$/tanque) 66.391,11

Processo Oleosa condensado

Os custos das perdas associadas ao respectivo processo estão mostrados na Tabela 27,

a seguir. O processo de coleta é o que apresenta o maior numero de perdas enquanto a geração

e distribuição de vapor o menor e menos significativo.

Tabela 28 – Matriz de Custo x processo das perdas.

Tipo de perda Borra COV Vazamento Calor Calor

Coleta 96.860,00 16.693,00 87.680,00 16.234,60 66.396,10 Separação O/A 72.010,40 78.140,00 _ 82.964,80 _ Armazenamento 154.308,00 47.175,00 _ _ 43.187,30 Geração e dist vapor

_ _ _ 4.588,00 _

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150

5.5 SELEÇÃO SO

Para identif ção dos pr p ritários da produção de petróleo foram

utilizados os critérios estabelecidos, conforme isto no item 2.4.4–Seleção do foco e

prioriza ão processo sendo apres ados os spectivos sultados

borra oleosa é o resíduo com maior volume de

geração, após a água oleosa. O custo de manuseio elevado para esse resíduo, conforme

apresen ado no subitem 5.4–Determinação dos custos das perdas, explica a sua priorização

condensado do vapor, a perda de hidrocarbonetos

voláteis por evaporação

embora sejam fontes de geração de resíduos

causas diversas, mas nenhuma associada a operações possíveis de eliminação.

c–)Utilizando o diagrama da cebola. A ordem de prioridade estabelecida por esta

enta coloca a separação óleo-água como o centro da análise, pois este processo

concentra o consumo energético e a geração de resíduo, sendo, portanto o coração da

produção de petróleo. A flotação convencional para a retirada do óleo da água assume a

segunda posição, com baixa geração de resíduo e sem consumo energético. O sistema de

geração de vapor como sendo produtor de utilidade para o processo ocupa a terceira posição.

Com base na avaliação anterior foi elaborada uma matriz de priorização de atividades,

Quadro 04, mostrando os critérios de análise e os processos/tarefas de produção de petróleo.

Assim os processos priorizados para análise foram:

DO FOCO E PRIORIZAÇÃO DE PROCES

a ica ocessos rio

v sub

ç de s, ent re re dessa seleção, a seguir:

a–)Quantidade de resíduos e custos– Conforme visto na Figura 18–Gráfico de setores

dos resíduos gerados no Pólo de Produção A, a

para estudo. Os processos associados a este resíduo são a separação óleo-água no tanque

lavador, o armazenamento do óleo e a flotação de óleo.

b–)Problemas identificados na avaliação da instalação – A geração de resíduo

oleosos, perda de água pelo descarte do

nas diversas etapas do processo, a perda de calor no tanque de

lavagem, no descarregamento de óleo e no tanque de armazenamento são os principais

problemas identificados. Os vazamentos de óleo

apresentam

ferram

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

151

Quadro 04 –Matriz de priorização de processos.

sso ProceCritério Separa. O/A Desc.

carreta Armazen.

Flotação Dist. de Vapor

a 1 - 2 3 - b 1 2 3 - - c 1 3 - 2 4

Legenda:

1– Prioridade muito alta; 2– Prioridade alta; 3–Prioridade média; 4–Prioridade baixa; 5–

Prioridade muito baixa.

mo reator do processo realizando a mistura do

permitir condição adequada para a separação óleo-água.

Os processos foram priorizados em função de sua pontuação nos critérios

estabelecidos anteriormente. A mais alta prioridade foi atribuída o valor 1, a condição

imediatamente inferior o valor 2 e assim sucessivamente. A separação óleo-água é priorizada

em todos os critérios, quer seja por atuar co

desemulsificante, quer seja por

Os processos de descarregamento de carretas, de armazenamento e de flotação de óleo

apresentaram empate na segunda colocação. Porém considerando que a geração de borra é

maior no armazenamento este foi selecionado.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

152

o item subitem 2.4.5–estabelecimento de indicadores; foi vista a importância desses

elementos com triais e quais deles podem

ser utilizados pa har a atividade de produçã

Neste tr s pósito o, para

estabelecer par bienta undo como

paração com outras empresas. Para atendimento ao primeiro propósito foram

tilizados os indicadores relacionados às principais perdas, ou consumo de recurso natural

gua, energia, óleo). Com esta premissa, o monitoramento do consumo de água da instalação

or unidade de produto contribui para a otimização do uso de recurso, além de estimular a

ciclagem.

Para os demais indicadores são válidas as mesmas premissas, principalmente

estimulando a redução das perdas. Os valores atualmente medidos para esses indicadores são

vistos na Tabela 28,a seguir. O volume de água medido na estação atualmente é relacionado

apenas à geração de vapor. Os demais itens de consumo são baixos e não é previsto o seu

acompanhamento pela operação da Unidade.

Tabela 29 –Indicadores de PmaisL da Estação B

Indicador Unid. Valor da Estação

5.6 ESTABELECIMENTO DE INDICADORES

parativos para o monitoramento das atividades indus

ra acompan o de petróleo.

abalho os indicadores foram utilizado com dois pro s: o primeir

âmetros internos de controle am l; e o seg , para servir

elemento de com

(á

Consumo de água por unidade de produto. m3/t 0,1 Consumo de energia (vapor) por unidade de produto

kWh/t 10,7

Quantidade de resíduos sólidos gerados por unidade de produto

t/t 0,012

Quantidade de emissões atmosféricas geradas por unidade de produto

t/t 0,0016

Além dos indicadores acima, foram utilizados os da “Oil and Gás Pruducers”,

atendendo ao segundo propósito, conforme apresentado na Tabela 01, página 49.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

153

Os valores para os indicadores medidos na Estação indicam haver oportunidades para

oduzida, conforme Tabela 28. Salienta-se que

Estação não descarta água para o ambiente, o que explica os valores mais elevados de óleo

a água produzida.

melhoria no processo de tratamento de água pr

Tabela 30 –Indicadores comparativos da Estação B

Indicador Valor referência OGP

Valor da Estação

Descarte de óleo na água produzida em terra.

14,02 mg/L 20,5 mg/L

Perda de óleo na água produzida 9,8 t/106 t 86,99 t/106 t

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

154

.7 ANALISE DAS RAÍZES DAS CAUSAS

A análise da causas de geração de resíduos tenta vislumbrar como o resíduo é gerado e

ssim encontrar as ações de bloqueio. Encontrar as razões básicas que explicam o uso de um

curso, ou a sua perda no processo é importante porque permite avaliar se este recurso pode

eixar de ser usado ou substituído. O diagrama de Ishikawa, conforme proposto no item 2.4.7,

i utilizado para mapear as causas das principais perdas identificadas e demonstrar as

lações de causa e efeito nos diversos processos. Nos itens a seguir é apresentada a discussão

etalhada do assunto.

variação de temperatura a qual está submetido o óleo é outro fator a ser considerado,

uma v

5.7.1 Causas da geração de resíduos oleosos.

As causas da geração de borra nos tanques de armazenamento estão associadas a

vários fatores conforme pode ser visto na Figura 40, que se segue, sendo destaque a falta de

isolamento térmico, as condições ambientais e a qualidade da matéria-prima.

O ponto de névoa do óleo explica a necessidade de calor para o armazenamento do

produto. A análise laboratorial do óleo da Estação B mostra o ponto de névoa em 41,49ºC.

(UN-BA 2001). Conforme visto anteriormente, temperaturas do óleo abaixo do seu ponto de

névoa permitem a deposição das parafinas. Ainda deve ser considerado que, com a

evaporação de leves, a solubilidade das parafinas de peso molecular mais elevado é reduzida,

havendo a sua precipitação no óleo e gerando, portanto as borras.

ez que, o óleo chegando do tanque lavador encontra o óleo residual da última

transferência a uma temperatura mais baixa, propiciando o esfriamento do conjunto em 10ºC.

O t i mi z a ç ã o Amb i e n t a l d e u m S i s t e ma d e P r o d u ç ão d e Pe t r ó l e o B a s e ada e m C r i t é r i o s d e P ma i s L

155

igura 40 – Causas para a geração de borra no tanque de armazenamento.

tanque de lavagem; Flh. ajte tmpt- Falha no

juste de temperatura; Flh. contr. proc. trans. - Falha no controle do processo de

ansferência; Flt isol. term- Falta de isolamento térmico; Intp trans.-Interrupção no

rocesso de transferência; Per.cal- Perda de calor; Teor paraf. alto PM- Teor de parafinas

e alto Peso Molecular; Qualid. Óleo-Qualidade do óleo; Red. Tmpt- Redução de

mperatura; Sol. form- Sólidos da formação produtora; Tmp arm- Tempo de

rmazenamento; Tmpt arm- Temperatura de armazenamento; Var. tmpt- variação de

mperatura; Vol. mor. fun. tq- Volume morto no fundo do tanque

O tanque de armazenamento não tem isolamento térmico. Assim o mesmo fica

bmetido às condições ambientais: perdendo para o ambiente o calor adquirido e reduzindo a

mperatura do óleo no fundo do tanque para 45°C. Como visto anteriormente as parafinas

do tanque, com

as para a geração de borra no tanque de armazenamento.