INTRODUÇÃO À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

INTRODUÇÃO À
INDÚSTRIA DO
PETRÓLEO
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INTRODUÇÃO À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
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ALMEIDA, Jorge
Introdução à Indústria do Petróleo / FURG – CTI. Rio Grande, 2006.
76 p.:il.
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.
Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – Centro
CEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil
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INDICE
UNIDADE I ............................................................................................................................................. 10
Petróleo .................................................................................................................................................. 10
1.1. Origem do petróleo ..................................................................................................................... 12
1.1.1. Constituintes do petróleo..................................................................................................... 14
1.1.2. Classificação do petróleo .................................................................................................... 15
UNIDADE II ............................................................................................................................................ 17
Produção de petróleo ............................................................................................................................. 17
2.1. Prospecção do petróleo .............................................................................................................. 17
2.2. Perfuração de poços ................................................................................................................... 17
2.2.1. Equipamentos da sonda de perfuração .............................................................................. 18
2.2.1.1. Sistema de sustentação de cargas .............................................................................. 19
2.2.1.2. Sistema de geração de energia ................................................................................... 20
2.2.1.3. Sistema de movimentação de cargas .......................................................................... 20
2.2.1.4. Sistema de rotação ...................................................................................................... 21
2.2.1.5. Sistema de circulação .................................................................................................. 21
2.2.1.6. Sistema de segurança do poço.................................................................................... 22
2.2.1.7. Sistema de monitoração .............................................................................................. 22
2.2.2. Colunas de perfuração ........................................................................................................ 23
2.2.3. Fluidos de perfuração.......................................................................................................... 24
2.2.4. Operações normais de perfuração ...................................................................................... 24
2.2.5. Operações especiais de perfuração.................................................................................... 24
2.3. Completação ............................................................................................................................... 26
2.3.1. Equipamento de cabeça de poço ........................................................................................ 27
2.3.2. Etapas de uma completação ............................................................................................... 27
2.3.2.1. Instalação dos equipamentos de superfície................................................................. 28
2.3.2.2. Condicionamento do poço ........................................................................................... 28
2.3.2.3. Avaliação da qualidade da cimentação........................................................................ 28
2.3.2.4. Canhoneio .................................................................................................................... 29
2.3.2.5. Instalação da coluna de produção ............................................................................... 29
2.3.2.6. Colocação do poço em produção ................................................................................ 30
2.3.3. Principais componentes da coluna de produção................................................................. 30
2.3.4. Equipamentos de superfície ................................................................................................ 31
2.4. Elevação ..................................................................................................................................... 32
2.4.1. Elevação natural – poços surgentes ................................................................................... 32
2.4.2. Gas-lift ................................................................................................................................. 33
2.4.3. Bombeio centrífugo submerso............................................................................................. 34
2.4.4. Bombeio mecânico com hastes........................................................................................... 35
2.4.5. Bombeio por cavidades progressivas ................................................................................. 36
2.5. Segurança no poço ..................................................................................................................... 37
2.6. Processamento primário do petróleo .......................................................................................... 38
UNIDADE III ........................................................................................................................................... 41
Plataformas marítimas - classificação.................................................................................................... 41
3.1. Plataformas fixas......................................................................................................................... 42
3.2. Plataformas auto-eleváveis......................................................................................................... 42
3.3. Plataformas submersíveis........................................................................................................... 43
3.4. Plataformas flutuantes ................................................................................................................ 44
3.4.1. Plataformas semi-submersíveis .......................................................................................... 44
3.4.2. Navio sondas ....................................................................................................................... 45
3.4.3. Plataformas tipo FPSO........................................................................................................ 46
3.5. Plataformas de pernas atirantadas (tension leg) ........................................................................ 47
3.6. Processamento primário do petróleo .......................................................................................... 48
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UNIDADE IV ........................................................................................................................................... 49
Refino de petróleo .................................................................................................................................. 49
4.1. Refinarias .................................................................................................................................... 49
4.2. Processos de separação ............................................................................................................ 54
4.2.1. Dessalgação ........................................................................................................................ 54
4.2.2. Destilação atmosférica ........................................................................................................ 55
4.2.3. Destilação a vácuo .............................................................................................................. 58
4.3. Processos de conversão............................................................................................................. 59
4.3.1. Craqueamento térmico / visco-redução .............................................................................. 60
4.3.1. Craqueamento catalítico...................................................................................................... 61
4.4. Processos de tratamento ............................................................................................................ 63
4.5. Operações de suporte ................................................................................................................ 63
4.5.1. Tratamento de Efluentes ..................................................................................................... 64
4.5.2. Tratamento de gás e recuperação de enxofre .................................................................... 65
4.5.3. Produção de aditivos ........................................................................................................... 65
4.5.4. Composição......................................................................................................................... 65
4.5.5. Tanques de estocagem ....................................................................................................... 66
4.5.6. Torres de resfriamento ........................................................................................................ 66
UNIDADE V ............................................................................................................................................ 67
Transferência e estocagem.................................................................................................................... 67
5.1. Transporte de petróleo e derivados ............................................................................................ 68
5.1.1. Transporte por oleodutos .................................................................................................... 68
5.1.2. Transporte hidroviário.......................................................................................................... 69
5.1.3. Transporte rodoviário .......................................................................................................... 70
5.1.4. Transporte ferroviário .......................................................................................................... 71
5.2. Armazenamento de petróleo e derivados ................................................................................... 72
5.2.1. Tanques atmosféricos ......................................................................................................... 72
5.2.2. Armazenamento sob pressão.............................................................................................. 73
5.2.3. Bacias de contenção ........................................................................................................... 74
5.2.4. Classificação na área .......................................................................................................... 74
BIBLIOGRAFIA....................................................................................................................................... 76
5
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Configuração típica de uma jazida de petróleo ................................................................. 10
Figura 1.2 – Esquema de um poço de extração .................................................................................... 10
Figura 1.3 – (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro ................................................ 11
Figura 1.4 – Esquema da trajetória do petróleo do poço ao produto final ............................................. 11
Figura 1.5 – Armadilhas típicas de um campo de petróleo.................................................................... 13
Figura 2.1 – Esquema de uma sonda rotativa ....................................................................................... 19
Figura 2.2 – Estaleiro ............................................................................................................................. 20
Figura 2.3 – Sistema de movimentação de carga.................................................................................. 21
Figura 2.4 – Equipamentos de rotação. ................................................................................................. 21
Figura 2.5 – Bombas de lama. ............................................................................................................... 22
Figura 2.6 – Esquema de coluna de perfuração .................................................................................... 23
Figura 2.7 – Seqüência de perfuração de um poço ............................................................................... 26
Figura 2.8 – Árvore de natal convencional............................................................................................. 27
Figura 2.9 – Árvore de natal molhada.................................................................................................... 27
Figura 2.10– Condicionamento do poço. ............................................................................................... 28
Figura 2.11 – Canhoneio........................................................................................................................ 29
Figura 2.12 – Coluna convencional de produção equipada com gas-lift ............................................... 31
Figura 2.13 – Elevação natural .............................................................................................................. 33
Figura 2.14 – Sistema de gas-lift............................................................................................................ 34
Figura 2.15 – Tipos de instalação de gas-lift ......................................................................................... 34
Figura 2.16 – Poço produtor por bombeio centrifugo submerso............................................................ 35
Figura 2.17 – Sistema de bombeio mecânico........................................................................................ 36
Figura 2.18 – Sistema de bombeio por cavidades progressivas ........................................................... 37
Figura 2.19 – Equipamento de segurança da cabeça de poço ............................................................. 38
Figura 2.20 – Incêndio em um poço (guerra no Iraque) ........................................................................ 38
Figura 2.21 – Fluxograma do processamento primário de petróleo ...................................................... 39
Figura 2.22 – Esquema de um separador (a) bifásico e (b) trifásico ..................................................... 40
Figura 3.1 – Tipos de plataformas marítimas......................................................................................... 41
Figura 3.2 – Plataforma fixa ................................................................................................................... 42
Figura 3.3 – Plataforma auto-elevável ................................................................................................... 43
Figura 3.4 – Plataforma semi-submersível ............................................................................................ 44
Figura 3.5 – Plataforma semi-submersível ............................................................................................ 45
Figura 3.6 – Navio sonda ....................................................................................................................... 45
Figura 3.7 – Movimentos de uma sonda................................................................................................ 46
Figura 3.8 – Plataforma PFSO (P50 – Petrobras) ................................................................................. 47
Figura 3.9 – Plataforma de pernas atirantadas (Tension leg)................................................................ 47
Figura 4.1 – Etapas do processo de refino ............................................................................................ 51
Figura 4.2 – Refinaria de petróleo.......................................................................................................... 51
Figura 4.3 – Fluxograma típico do refino de petróleo ............................................................................ 52
Figura 4.4 – Fluxograma da destilação atmosférica .............................................................................. 55
Figura 4.5 – Torre de destilação atmosférica......................................................................................... 56
Figura 4.6 – Processo de destilação atmosférica .................................................................................. 57
Figura 4.7 – Torre de destilação a vácuo............................................................................................... 58
Figura 4.8 – Processo de destilação a vácuo ........................................................................................ 59
Figura 4.9 – Processo de visco-redução................................................................................................ 61
Figura 4.10 – Esquema básico do FCC ................................................................................................. 62
Figura 4.11 – Unidade de craqueamento catalítico ............................................................................... 62
Figura 4.12 – Diagrama esquemático do Tratamento Bender............................................................... 63
Figura 4.13 – Tratamento DEA para GLP e Gás Combustível .............................................................. 64
Figura 5.1 – Oleodutos........................................................................................................................... 69
6
Figura 5.2 – Navio petroleiro Jahre Vicking ........................................................................................... 70
Figura 5.3 – Navio petroleiro Irati ........................................................................................................... 70
Figura 5.4 – Distribuição por modal rodoviário ...................................................................................... 71
Figura 5.5 – Vagão ferroviário................................................................................................................ 72
Figura 5.6 – Tanque atmosférico ........................................................................................................... 72
Figura 5.7 – Vaso de pressão esférico .................................................................................................. 73
Figura 5.8 – Base de armazenamento................................................................................................... 75
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 - Frações típicas do petróleo................................................................................................ 14
Tabela 1.2 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) ............................................................ 15
Tabela 1.3 - Características dos hidrocarbonetos ................................................................................. 15
Tabela 4.1 – Frações ou cortes iniciais.................................................................................................. 53
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APRESENTAÇÃO
Os processos de prospecção, produção e refino de petróleo, bem como o armazenamento e
transporte de derivados, de um modo geral, são por deveras variados e complexos, não sendo objeto
deste trabalho tratá-los em sua totalidade e profundidade, mas apenas apresentar a finalidade e
conceituar alguns dos processos mais importantes, de modo genérico, visando fornecer uma visão
geral sobre o processo e os equipamentos envolvidos, de modo a subsidiar as atividades de
planejamento de obras na indústria do petróleo.
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UNIDADE I
Petróleo
O petróleo é um óleo formado pela decomposição de matérias orgânicas e minerais atacados
por bactérias. Recoberta por sedimentos, enterrada no fundo dos mares e lagoas dos terrenos
sedimentares, esta matéria, após um longo tempo, se transforma em hidrocarbonetos (compostos de
hidrogênio e carbono).
Quando a geologia do terreno é favorável, o óleo fica preso entre camadas de rochas
impermeáveis, e assim se formam as jazidas de petróleo e gás natural. Nas jazidas a camada de
petróleo é coberta por uma camada de gás e flutua sobre outra de água salgada, como ilustra a
Figura 1.1.
Figura 1.1 – Configuração típica de uma jazida de petróleo
A extração se realiza por meio da perfuração de poços, de onde o petróleo jorra por força da
pressão dos gases, ou, em certos casos, quando essa pressão não é suficiente, o petróleo tem que
ser bombeado. Uma ilustração da extração do petróleo e apresentada na Figura 1.2.
Figura 1.2 – Esquema de um poço de extração
10
Uma vez extraído o petróleo cru é transportado para a refinaria, onde sofre transformações
que resultam nos seus subprodutos. Para o transporte terrestre são utilizados oleodutos (pipe-lines),
que desembocam em um porto especialmente preparado para o transporte e o comércio do petróleo
(terminal petrolífero), onde ele é embarcado em um navio-cisterna: o petroleiro ou navio tanque. A
Figura 1.3 ilustra estes elementos do transporte de petróleo.
Figura 1.3 – (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro
O petróleo cru é tratado nas refinarias, onde é separado em diversos e variados produtos de
uso corrente, tais como gás liquefeito, gasolina, óleo diesel, querosene, asfalto e na indústria
petroquímica são produzidos tecidos sintéticos, colas, solventes, fitas adesivas, materiais plásticos,
produtos de vitrificação, tintas, inseticidas, etc.
A Figura 1.4 ilustra a trajetória do petróleo desde o poço até o produto final.
Figura 1.4 – Esquema da trajetória do petróleo do poço ao produto final
11
A partir de 1976, premido pelos altos preços do petróleo importado, o Brasil, por intermédio da
PETROBRAS, decidiu celebrar contratos com empresas estrangeiras, visando impulsionar o seu
programa energético, cujo objetivo final era a conquista da auto-suficiência neste campo,
recentemente alcançada em 2006.
1.1. Origem do petróleo
O petróleo tem origem a partir da decomposição da matéria orgânica resultante de restos de
animais e plantas juntamente com rochas sedimentares, que após longo tempo sofrendo ações
bacterianas e químicas, ativadas pelo aumento de temperatura e pressão, acabam por se transformar
em hidrocarbonetos.
A maioria dos compostos identificados no petróleo são de origem orgânica, mas até que a
matéria chegue ao estado de petróleo são necessárias condições especiais. O ambiente marinho
reúne tais condições. No ambiente marinho é a plataforma continental a região que mais produz
matéria orgânica. Os mares rasos também podem receber um grande aporte de matéria orgânica.
Embora semelhante ao carvão quanto à composição (hidrocarboneto) o petróleo possui certas
características especiais: por ser fluido pode migrar para a além de sua fonte geradora e acumular-se
em estruturas sedimentares. O Petróleo ocorre normalmente em rochas sedimentares depositadas
sob condições marinhas.
Então, além da matéria orgânica, as rochas sedimentares também têm suma importância na
geração do petróleo. Estamos falando de um mineral formado principalmente pelo acúmulo de
fragmentos de outros minerais e detritos orgânicos, e que, quando se encontra num ambiente de
pouca permeabilidade – o que inibe a ação de água circulante e diminui a quantidade de oxigênio
existente –, cria as condições necessárias para a formação do petróleo. Tal rocha é por isso chamada
Rocha Geradora.
Após o processo de formação do petróleo, para que o mesmo se acumule, formando
posteriormente um reservatório, é necessário que após a geração ocorra a migração do petróleo, e
que no percurso desta migração exista alguma armadilha geológica que permita a acumulação do
óleo.
Esta migração ainda é um assunto que gera certa polemica entre os geólogos; no entanto, o
que se percebe é que o petróleo é expulso da rocha onde foi gerado, talvez pelo microfraturamento já
observado nas rochas geradoras ou devido às altas pressões de compactação existentes.
Deste modo, o petróleo migra da rocha geradora para outra rocha, porosa e permeável,
chamada Rocha Reservatório, e continua seu fluxo no interior da mesma, até ser contido por uma
armadilha, isto é, uma estrutura geológica compreendida dentro de uma rocha selante (impermeável),
que permita que o petróleo ali se confine.
Não havendo a presença de uma rocha selante e de uma armadilha (também chamada trapa
e), o petróleo não se acumularia, e continuaria seu fluxo rumo a áreas de menor pressão, culminando
12
em exsudações ou perda por degradação bacteriana e oxidação. A Figura 1.5 ilustra dois tipos de
armadilhas típicas para campos de petróleo.
No estado líquido, o petróleo é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água,
com cheiro característico, em uma coloração que pode variar do preto ao castanho-claro. Estas duas
últimas características variam em função dos diferentes reservatórios em que os óleos são obtidos.
Alguns podem ser escuros, densos e viscosos, com pouco gás, enquanto outros podem apresentar
tonalidades mais claras, baixa densidade e viscosidade, com quantidade expressiva de gás.
Figura 1.5 – Armadilhas típicas de um campo de petróleo
Sua composição é, basicamente, uma mistura de compostos químicos orgânicos, os
hidrocarbonetos. Quando essa mistura apresentar pequenas moléculas em profusão, o estado físico
será gasoso; havendo um maior número de moléculas maiores, o estado físico será líquido,
considerando as condições normais de temperatura e pressão.
Apesar de a composição do petróleo ser basicamente de hidrocarbonetos, ou seja, hidrogênio
e carbono, há outros constituintes em menor percentual, como o nitrogênio, o enxofre, o oxigênio,
metais e sais. Tais constituintes são considerados nocivos aos produtos, equipamentos e ao meio
ambiente, sendo por isso considerados impurezas, devendo ser removidos em processos de
tratamento específicos.
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1.1.1. Constituintes do petróleo
Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa,
inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o
castanho-claro.
O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos
(hidrocarbonetos). Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu
estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas
condições normais de temperatura e pressão.
O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou
misturas de composição conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente separado
em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos. A Tabela 1.1 mostra as frações típicas
que são obtidas do petróleo.
Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem características diferentes.
Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são
castanhos ou bastante claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável
de gás. Outros reservatórios, ainda, podem produzir somente gás. Entretanto, todos eles produzem
análises elementares semelhantes às dadas na Tabela 1.2.
Tabela 1.1 - Frações típicas do petróleo
Fração
Temperatura de
Composição
ebulição (°C)
Usos
Gás residual
Gás liquefeito de
petróleo - GLP
Até 40
aproximada
C1 – C 2
C3 – C 4
Gasolina
40 - 175
C5 – C10
combustível de automóveis,
solvente.
Querosene
175 - 235
C11 – C12
iluminação, combustível de
aviões a jato.
Gasóleo leve
235 - 305
C13 – C17
Diesel, fornos.
Gasóleo pesado
305 - 400
C18 – C25
combustível, matéria-prima
p/lubrificantes.
Lubrificantes
Resíduo
400-510
Acima de 510
C26 – C38
C38+
óleos lubrificantes.
asfalto, piche,
impermeabilizantes.
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gás combustível.
gás combustível engarrafado,
uso doméstico e industrial.
Tabela 1.2 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso)
Hidrogênio
Carbono
11-14%
83-87%
Enxofre
0,06-8%
Nitrogênio
0,11-1,7%
Oxigênio
0,1-2%
Metais
até 0,3%
A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que os seus
principais constituintes são os hidrocarbonetos. Os outros constituintes aparecem sob a forma de
compostos orgânicos que contêm outros elementos, sendo os mais comuns o nitrogênio, o enxofre e
o oxigênio. Metais também podem ocorrer como sais de ácidos orgânicos.
A Tabela 1.3 apresenta as principais características das famílias dos hidrocarbonetos
normalmente encontrados no petróleo.
Tabela 1.3 - Características dos hidrocarbonetos
Parafina
normal
Parafina
ramificada
Olefina
Naftênico
Aromático
Densidade
Gasolina
Diesel
Lubrificantes
baixa
ruim
bom
ótimo
baixa
boa
médio
bom
baixa
boa
médio
médio
média
média
médio
médio
alta
muito boa
ruim
ruim
Resistência à
oxidação
boa
boa
má
boa
má
1.1.2. Classificação do petróleo
A classificação do petróleo, de acordo com seus constituintes, interessa desde os
geoquímicos até os refinadores. Os primeiros visam caracterizar o óleo para relacioná-lo à rochamãe e medir o seu grau de degradação. Os refinadores querem saber a quantidade das diversas
frações que podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas.
Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de querosene de aviação (QAV),
diesel, lubrificantes e parafinas. Os óleos naftênicos produzem frações significativas de gasolina,
nafta petroquímica, QAV e lubrificantes, enquanto que os óleos aromáticos são mais indicados para a
produção de gasolina, solventes e asfalto.
• Classe parafínica (75% ou mais de parafinas) – Nesta classe estão os óleos leves, fluidos ou de alto
ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85, teor de resinas e asfaltenos menor que 10% e
viscosidade baixa, exceto nos casos de elevado teor de n-parafinas com alto peso molecular (alto
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ponto de fluidez). Os aromáticos presentes são de anéis simples ou duplos e o teor de enxofre é
baixo. A maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como
parafínica.
• Classe parafínico-naftênica (50 – 70% parafinas, >20% de naftênicos) – Os óleos desta classe são
os que apresentam um teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15 %, baixo teor de enxofre (menos
de 1%), teor de naftênicos entre 25 e 40%. A densidade e viscosidade apresentam valores maiores
do que os parafínicos, mas ainda são moderados. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de
Campos, RJ, é deste tipo.
• Classe naftênica (>70% de naftênicos) – Nesta classe enquadra-se um número muito pequeno de
óleos. Apresentam baixo teor de enxofre e se originam da alteração bioquímica de óleos
parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte
pertencem a esta classe.
• Classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos) – Compreende óleos
frequentemente pesados, contendo de 10 a 30% de asfaltenos e resinas e teor de enxofre acima de
1%. O teor de monoaromáticos é baixo e em contrapartida o teor de tiofenos e de dibenzotiofenos
é elevado. A densidade usualmente é maior que 0,85. Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia
Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e
Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe.
• Classe aromático-naftênica (>35% de naftênicos) – Óleos deste grupo sofreram processo inicial
de biodegradação, no qual foram removidas as parafinas. Eles são derivados dos óleos
parafínicos e parafínico-naftênicos, podendo conter mais de 25% de resinas e asfaltenos, e teor
de enxofre entre 0,4 e 1%. Alguns óleos da África Ocidental são deste tipo.
• Classe aromático-asfáltica (>35% de asfaltenos e resinas) – Estes óleos são oriundos de um
processo de biodegradação avançada em que ocorreria a reunião de monocicloalcenos e oxidação.
Podem também nela se enquadrar alguns poucos óleos verdadeiramente aromáticos não
degradados da Venezuela e África Ocidental. Entretanto, ela compreende principalmente óleos
pesados e viscosos, resultantes da alteração dos óleos aromáticos intermediários. Desta forma, o
teor de asfaltenos e resinas é elevado, havendo equilíbrio entre ambos. O teor de enxofre varia de 1
a 9% em casos extremos. Nesta classe encontram-se os óleos do Canadá ocidental, Venezuela e
sul da França.
16
UNIDADE II
Produção de petróleo
2.1. Prospecção do petróleo
Vimos em linhas gerais como ocorre o processo de formação do petróleo. Para encontrá-lo
utilizam-se métodos e técnicas específicos que permitem localizar uma área favorável à sua
formação. Estas são as chamadas técnicas de prospecção.
Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige maior a maior parte de
investimentos no processo prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de
diversas camadas do subsolo, visando os parâmetros que indicam a condição de acumulação de
petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se trabalha com certeza absoluta,
mas com parâmetros bastante confiáveis quanto à existência, que posteriormente terá a relação
custo/benefício avaliada para exploração.
Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece uma quantidade muito
grande de informações técnicas, com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao
custo de perfuração de um único poço exploratório.
2.2. Perfuração de poços
Registros antigos dão conta de que vários povos conheceram o petróleo através do
afloramento natural do hidrocarboneto até a superfície, em virtude de altas temperaturas, pressões e
formações geológicas.
Hoje, para fazê-lo chegar à superfície é necessário perfurar um poço que atinja o reservatório
e o faça se elevar até a superfície.
A tecnologia envolvendo a perfuração de poços se desenvolveu bastante nos últimos anos,
permitindo o alcance de profundidades antes nunca imaginadas, acima de 6.000 m de profundidade.
A perfuração de poços tanto pode ser em terra (onshore) quanto no mar (offshore).
São muitas as formas de classificação dos poços de petróleo.
São ditos verticais, direcionais, horizontais e multilaterais, quando a classificação diz respeito à
sua trajetória. A escolha do percurso dependerá de critérios técnicos específicos, sendo certo que todo
poço apresenta desvios e variações, normalmente relacionados à velocidade da perfuração. Se a
perfuração for excessivamente rápida, o poço tende a ficar mais tortuoso, o que dificulta as operações
posteriores que serão feitas em seu interior.
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Relativamente à finalidade, um poço pode ser estratigráfico, para obter informações sobre a
bacia; pioneiro, para verificar uma estrutura mapeada, de extensão ou delimitação e determinar os
limites de um campo; de produção, para produzir os hidrocarbonetos; de injeção, para injetar água ou
gás no reservatório, além de outros fins menos comuns, como apagar um incêndio em poço em
erupção.
Os custos com a perfuração de poços são significativos, sendo bem mais elevados em se
tratando de poços offshore.
A perfuração de poços tem diversas finalidades e pode ocorrer em várias fases da exploração e
produção de petróleo. Os poços estratigráficos são utilizados na fase de produção; na avaliação de
descobertas têm vez os poços de extensão e de delimitação; os poços de produção e de injeção podem
ser perfurados tanto na fase de desenvolvimento como na de produção de um campo.
Mesmo com os recursos tecnológicos oriundos dos métodos sísmicos, somente com a perfuração de
um poço é que se comprovará ou não a tese de acumulação proposta nas análises geológicas e geofísicas.
Tecnicamente, a perfuração consiste no conjunto de várias operações e atividades necessárias
para atravessar as formações geológicas que formam a porção superficial da crosta terrestre, com
objetivos predeterminados, até atingir-se o objetivo principal, que é a prospecção de hidrocarbonetos.
Nas atividades de perfuração de poços de petróleo utilizam-se sondas de perfuração, que
consistem em um conjunto de equipamentos bastante complexos, existindo grande variedade de
tipos. Tais sondas podem ser terrestres ou marítimas, conforme o local de operação. Uma característica
que chama a atenção nas sondas de perfuração é a presença de uma torre (torre de perfuração ou
derrick), cuja finalidade é permitir que os tubos de perfuração sejam manuseados em seções de três
tubos, o que confere maior agilidade à operação.
2.2.1. Equipamentos da sonda de perfuração
Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na
perfuração de um poço são agrupadas nos chamados “sistemas” de uma sonda. Os principais
sistemas são:
• Sustentação de cargas.
• Geração e transmissão de energia.
• Movimentação de carga.
• Rotação.
• Circulação.
• Segurança do poço.
• Monitoração.
• Sistema de superfície (coluna de perfuração).
18
2.2.1.1. Sistema de sustentação de cargas
O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e da
base ou fundação. Em perfurações marítimas pode não existir fundações, no caso de plataformas
flutuantes. A Figura 2.1 mostra um esquema de uma sonda rotativa.
Figura 2.1 – Esquema de uma sonda rotativa
A torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, de modo a prover um
espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho para permitir a execução das manobras.
Uma torre é constituída de um grande número de peças que são montadas uma a uma, enquanto que
o mastro é uma estrutura treliçada ou tubular subdividida em três ou quatro seções. Apesar de seu
maior custo inicial e menor estabilidade, o mastro tem sido preferido em operações de prospecção
pela facilidade economia de tempo nas montagens em perfurações terrestres.
A subestrutura é um espaço destinado à instalação dos equipamentos de segurança do poço.
Fica localizada abaixo da plataforma de trabalho da sonda, e é construída com vigas de aço especial.
O estaleiro é uma estrutura metálica constituída de vigas apoiadas acima do solo por
pilaretes. Fica posicionado em frente a sonda e possibilita manter todas as tubulações (comandos,
tubos de perfuração, revestimentos, etc.) dispostas paralelamente a uma passarela para facilitar o
manuseio. A Figura 2.2 ilustra o estaleiro.
19
Figura 2.2 – Estaleiro
2.2.1.2. Sistema de geração de energia
A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é
normalmente fornecida por motores diesel.
Nas sondas marítimas em que exista produção de gás é comum e econômica a utilização de
turbinas a gás para geração de energia para toda a plataforma.
Quando disponível, a utilização de energia elétrica de redes públicas pode ser vantajosa,
principalmente quando o tempo de permanência da sonda em cada locação for elevado.
2.2.1.3. Sistema de movimentação de cargas
O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de
revestimento e outros equipamentos.
Os principais componentes do sistema são:
• Guincho.
• Bloco de coroamento.
• Catarina.
• Cabo de perfuração.
• Gancho.
• Elevador.
A Figura 2.3 ilustra o sistema de movimentação de cargas
20
Figura 2.3 – Sistema de movimentação de carga
2.2.1.4. Sistema de rotação
O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou
permitem a livre rotação da coluna de perfuração. Estes equipamentos são:
• Mesa rotativa.
• Kelly
• Cabeça de circulação ou swivel.
Estes equipamentos estão ilustrados na Figura 2.4
Figura 2.4 – Equipamentos de rotação.
2.2.1.5. Sistema de circulação
São equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de perfuração. Em uma
circulação normal, o fluido de perfuração é bombeado através da coluna de perfuração até a broca,
retornando pelo espaço anular até a superfície, trazendo consigo os cascalhos cortados pela broca.
Na superfície o fluido permanece dentro de tanques, após receber tratamento adequado. Na Figura
2.5 são mostradas as bombas de lama.
21
Figura 2.5 – Bombas de lama.
2.2.1.6. Sistema de segurança do poço
O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço
(ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço.
O mais importante deles é o Blowout Preventer (BOP), que é um conjunto de válvulas que
permite fechar o poço.
Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick, fluxo indesejável do
fluido contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo não for controlado eficientemente
poderá se transformar num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, e criar sérias
conseqüências, tais como dano aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total
do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, etc.
Os principais elementos do sistema de segurança são:
• Cabeça de poço
• Preventores.
2.2.1.7. Sistema de monitoração
São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicadores de
peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro, etc.
Eles podem ser classificados em indicadores, que apenas indicam o valor do parâmetro em
consideração, e registradores, que traçam curvas dos valores medidos.
22
2.2.2. Colunas de perfuração
Para realizar a perfuração se utiliza um conjunto-ferramenta que constitui a coluna de
perfuração.
Estando a broca instalada na extremidade inferior da coluna, na perfuração é preciso dispor a
ferramenta com energia de rotação e peso suficientes para cortar as formações rochosas. Desta forma, a
coluna é composta, entre outros acessórios, dos seguintes elementos:
• Tubos de comando, também conhecidos em inglês por drill collars, que exercem peso sobre a broca e dão
rigidez à coluna.
• Tubos pesados, de material duro e resistente à fadiga, que transmitem parte da rigidez dos
comandos para os tubos de perfuração.
• Tubos de perfuração (drill pipes).
A Figura 2.6 mostra um esquema de coluna de perfuração.
Figura 2.6 – Esquema de coluna de perfuração
Outros acessórios e ferramentas também fazem parte do aparato, permitindo arranjos conforme
critérios técnicos específicos, além, é claro, do aparelhamento de suporte, como motores, bombas, mesa
rotativa etc.
Relativamente às brocas empregadas, existem diversos tipos, variando em termos de aplicação,
diâmetro e material, como as de aço-liga e as de diamantes naturais ou artificiais.
Normalmente são classificadas em brocas sem partes móveis (não possuem rolamentos e
partes móveis) e brocas com partes móveis, que possuem de um a quatro cones formando a estrutura
cortante e os rolamentos, desta forma apresentando maior eficiência com relação às primeiras.
23
2.2.3. Fluidos de perfuração
Na fase de perfuração de um poço de petróleo, empregam-se fluidos de perfuração também
conhecido por lamas de perfuração.
São misturas complexas de produtos químicos, líquidos, sólidos e às vezes até gases, cujo
objetivo principal é lubrificar a broca e garantir uma perfuração ágil e segura. A lama é injetada por dentro
da coluna de perfuração retornando pelo espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as
paredes do poço ou do revestimento. Basicamente, são estas funções que o fluido deve ter:
• Limpar o fundo do poço, removendo e transportando à superfície os cascalhos cortados pela broca.
• Lubrificar e refrigerar da coluna de perfuração.
• Exercer uma pressão hidrostática de controle à pressão dos fluidos das formações atravessadas,
estabilizando as paredes do poço.
A escolha do tipo de fluido deve ser criteriosa, pois um fluido de má qualidade ocasionará
problemas na perfuração, o que significa aumento nos custos. Características como estabilidade
química, fluidez e custo/benefício compatível com a fase operacional também devem ser observadas.
2.2.4. Operações normais de perfuração
As operações normais que envolvem a atividade de perfuração são ditas de rotina.
A conexão dos tubos de perfuração é um exemplo bem típico de tais operações. Cumpre à equipe da
sonda executá-las, acrescentando seções de três tubos à coluna de perfuração, deste modo
penetrando aos poucos as formações. Ao se perceber o término da vida útil da broca, necessária se faz
sua substituição, operação conhecida como manobra da coluna.
Tal operação consiste em se retirar toda a coluna do poço, a fim de que uma broca nova seja
instalada. Tanto na descida quanto na retirada da coluna, as seções de tubos, formadas por três
unidades, são devidamente posicionadas na torre, na posição vertical, de modo a permitir maior agilidade e
racionalidade no manuseio das ferramentas.
2.2.5. Operações especiais de perfuração
São operações diferenciadas, indispensáveis em casos específicos. Apresentam-se a seguir
alguns exemplos:
Perfilagem:
Uma vez perfurado o poço, são descidos em seu interior alguns equipamentos especiais cuja
finalidade é mensurar algumas propriedades das formações que farão parte da caracterização e
avaliação econômica do mesmo.
24
A operação consiste no levantamento de características e propriedades das rochas perfuradas,
que são registradas, graficamente, em função da profundidade, mediante o deslocamento de um sensor
dentro do poço. As principais características registradas são: resistividade elétrica, radioatividade,
potencial eletroquímico, velocidade sísmica etc. Da análise dos perfis, pode se identificar, por exemplo,
as formações rochosas atravessadas, calcular suas espessuras e porosidades, e identificar os tipos de
fluidos presentes nos poros das rochas.
Revestimento de Poço:
A principal necessidade de se revestir um poço total ou parcialmente é devida à proteção de suas
paredes. Os riscos de desmoronamento são consideráveis, havendo também diversos outros motivos
que prescindem do revestimento.
Sendo o poço perfurado em fases, vão sendo revestidos com tubos de aço especial, colocados uns por
dentro dos outros, formando as colunas de revestimento. No começo da operação, o tubo inicial tem
pequena extensão, e diâmetro maior do que os posteriores, formando um ajuste tipo telescópico para
formar a coluna de revestimento. À medida que o diâmetro diminui, o revestimento inicial, antes dito de
superfície, passa a ser chamado de intermediário e, depois, de revestimento de produção.
Além da proteção das paredes, são estas as principais funções da coluna de revestimento:
• Não permitir a perda de fluido de perfuração para as formações.
• Permitir o retorno do fluido de perfuração à superfície, para o devido tratamento.
• Evitar a contaminação da água de possíveis lençóis freáticos.
• Dar suporte para os equipamentos de cabeça do poço etc.
A Figura 2.7 ilustra a seqüência de perfuração de um poço.
Cimentação de Revestimento:
Uma vez instalada a coluna de revestimento do poço, o espaço anular entre a coluna e a
parede do poço é cimentado (preenchido com uma mistura cimento/água), visando uma melhor
fixação da coluna e isolando as zonas porosas e permeáveis atravessadas pelo poço. Esta operação
é feita por tubos condutores auxiliares, sendo que no revestimento de superfície toda a extensão é
cimentada e, nos demais, normalmente só a parte inferior, ou intervalos predefinidos.
Testemunhagem de Poço:
A testemunhagem consiste na obtenção de uma amostra da formação rochosa de subsuperfície,
o testemunho, cuja finalidade é analisar informações úteis e pertinentes à avaliação do poço, à equipe de
engenharia de reservatórios, aos geólogos etc.
A operação é realizada com uma broca vazada e dois barriletes, um externo que gira com a coluna,
e outro interno, que aloja o testemunho. À medida que a broca avança o cilindro, vai se alojando no interior
do barrilete interno durante a perfuração.
25
Figura 2.7 – Seqüência de perfuração de um poço
Completação de Poços de Petróleo:
Após a perfuração de um poço vem a fase de completação, que consiste numa série de
operações que têm por objetivo permitir a produção econômica e segura de hidrocarbonetos, bem como
injetar fluidos no reservatório quando necessário.
Entre as operações destacam-se a descida do revestimento de produção, com o posterior
"canhoneio" (utilização de uma carga explosiva que rompe o revestimento e coloca o reservatório produtor
em comunicação com o poço) e a instalação da cabeça de poço.
2.3. Completação
Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de
forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações destinadas a
equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos) nos reservatórios) denomina-se
completação.
26
2.3.1. Equipamento de cabeça de poço
Em sua parte superior, o poço recebe um equipamento chamado cabeça de poço, com
configurações diferentes, conforme se esteja perfurando ou produzindo através do poço. Tem como
função primordial a vedação das colunas de revestimento, bem como servir de ancoragem para as
mesmas.
Durante a produção, instala-se sobre a cabeça de poço um conjunto de válvulas chamado de
árvore de natal, com dispositivos de segurança e controle de produção, além de vários outros itens
possíveis.
No caso de completação de poços em terra, a árvore de natal fica na superfície. No caso de
completação de poço no mar, tais equipamentos são bem mais complexos, podendo estar alocados na
superfície (na plataforma) ou na água (submarina); as submarinas podem ser do tipo árvore de natal
seca, em cápsula, (protegida da água e da pressão externa) ou molhada (exposta à água).
A Figura 2.8 mostra uma árvore de natal convencional (ANC), e a Figura 2.9 apresenta uma
árvore de natal molhada (ANM).
Figura 2.9 – Árvore de natal molhada
Figura 2.8 – Árvore de natal convencional
2.3.2. Etapas de uma completação
A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à perfuração.
Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal convencional e equipamentos de
gas lift, obedece às seguintes fases, em seqüência cronológica. Com pequenas diferenças, estas
fases são as mesmas para a completação de um poço terrestre.
27
2.3.2.1. Instalação dos equipamentos de superfície
Basicamente são instalados a cabeça de produção e o BOP (ver item 2.1.1.6) para permitir o
acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para a execução das demais fases.
No mar, em águas rasas, pode-se trazer a cabeça do poço até a superfície, prolongando-se
os revestimentos que se encontram ancorados nos equipamentos instalados no fundo do mar (tieback).
2.3.2.2. Condicionamento do poço
Uma vez instalados os equipamentos de superfície, procede-se à fase de condicionamento do
revestimento de produção e à substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido
de completação.
Para o condicionamento, é descida uma coluna com broca e raspador, como mostra a Figura
2.10, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritados
e em condições de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões
de cimento e tampões mecânicos porventura existentes no interior do poço, bem como restos da
cimentação.
Figura 2.10– Condicionamento do poço.
2.3.2.3. Avaliação da qualidade da cimentação
A cimentação tem a função principal de promover a vedação hidráulica entre os diversos
intervalos permeáveis, ou inclusive dentro de um mesmo intervalo, impedindo a migração de fluidos
por trás do revestimento, bem como proporcionar suporte mecânico para o revestimento.
28
Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados, são utilizados instrumentos de medição
baseados em propriedades acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do
cimento à formação rochosa.
2.3.2.4. Canhoneio
A última coluna de revestimento, a de produção, é canhoneada, isto é, perfurada
horizontalmente, por certo tipo de cargas explosivas, bem em frente à formação produtora, de modo a
permitir que o petróleo possa atravessar a pasta de cimento existente em volta do revestimento,
assim como as suas paredes metálicas, e chegar ao interior do poço, para ser produzido.
A Figura 2.11, mostra o resultado de disparos para canhoneio da formação produtora. Na
prática, vários disparos podem ser necessários e recomendáveis, com o fim de abranger toda a
espessura produtora.
Figura 2.11 – Canhoneio
2.3.2.5. Instalação da coluna de produção
Por dentro do revestimento de produção se desce a coluna de produção, um tubo de pequeno
diâmetro, da ordem de 3 polegadas, por onde se produz o petróleo. A produção pode ser natural ou
artificial, isto é, bombeio ou injeção de gás no poço.
A coluna de produção é mostrada na Figura 2.12, e é constituída basicamente por tubos
metálicos, onde são conectados os demais componentes. É baixada pelo interior do revestimento de
produção e tem as seguintes funções:
• Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos agressivos
e pressões elevadas.
• Permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial.
• Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em intervenções futuras.
29
2.3.2.6. Colocação do poço em produção
A surgência dos fluidos na superfície pode ser induzida por válvulas de gas-lift, pelo flexitubo,
pela substituição do fluido da coluna por outro mais leve ou por pistoneio, que são formas de aliviar a
pressão hidrostática do fluido existente na coluna de produção.
Um teste inicial de produção é sempre realizado para medir a vazão de produção e avaliar o
desempenho do poço, para que se possam realizar os ajustes necessários.
2.3.3. Principais componentes da coluna de produção
Os principais equipamentos de uma coluna de produção são:
• Tubos de produção – são os componentes básicos da coluna e representam o maior custo dentre
os equipamentos de subsuperfície.
• Shear-out – é um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção que permite
o tamponamento temporário desta.
• Hidro-trip – também serve para tamponamento temporário da coluna.
• Nipples – servem para assentar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de
pressão.
• Camisa deslizante (sliding sleeve) – consiste em uma camisa interna que pode ser aberta ou
fechada, quando necessário, promovendo a comunicação entre a coluna e o espaço anular.
• Check valve – é uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente.
• Packer de produção – o obturador, ou packer, tem a função básica de promover a vedação do
espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção.
• Unidade selante – equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou travado
no packer, promovendo a vedação entre a coluna e o packer.
• Junta telescópica (TSR) – o TSR (tubing seal receptacle), ou junta telescópica, é usado para
absorver a expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de temperatura
sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos.
• Mandril de gas-lift – os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que servem
para alojar as válvulas que permitiram a circulação do gás do espaço anular para a coluna de
produção.
• Válvulas de segurança de subsuperfície (DHSV) – é um componente da coluna de produção que
fica posicionado normalmente a cerca de 30m abaixo do fundo do mar e tem a função de fechar o
poço em casos de emergência. A DHSV contém uma mola que tende a fechá-la, sendo mantida
aberta por meio de uma linha de controle, conectada à superfície, permanentemente pressurizada.
Ocorrendo despressurização desta linha a válvula fecha.
30
Figura 2.12 – Coluna convencional de produção equipada com gas-lift
2.3.4. Equipamentos de superfície
São os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção, pela vedação
entre a coluna e o revestimento de produção e pelo controle do fluxo de fluidos na superfície. Existe m
diversos equipamentos padronizados que integram os vários sistemas de cabeça de poço, para
completação de poços terrestres e marítimos. Os principais equipamentos de cabeça de poço são:
• Cabeça de produção – é um carretel com dois flanges e duas saídas laterais. Quando a cabeça de
produção é instalada, o flange inferior fica apoiado na cabeça do revestimento de produção e o
flange superior recebe a arvore de natal. Nas linhas laterais são conectadas a linha de injeção de
gás (poços equipados com gas-lift) e a linha de matar (kill line), para um eventual amortecimento do
poço.
31
• Árvore de natal convencional (ANC) – é o equipamento de superfície constituído por um conjunto de
válvulas tipo gaveta (com acionamento hidráulico, pneumático ou manual), com a finalidade de
controlar a vazão de óleo do poço.
• Árvore de natal molhada (ANM) – é um equipamento instalado no fundo do mar, constituído
basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema
de controle interligado a um painel localizado na plataforma de produção.
2.4. Elevação
A facilidade com que o petróleo alcança a superfície está diretamente relacionada com a
pressão existente no reservatório. Quando esta pressão é naturalmente suficiente, os fluidos contidos
no reservatório chegam facilmente à superfície, ao que chamamos elevação natural.
Os poços que produzem por elevação natural são chamados poços surgentes, sendo certo
que tais poços, ao longo de sua vida produtiva, acabam por ter um declínio na pressão preexistente, o
que dificulta a produção econômica do reservatório.
Quando isto se verifica, seja no início ou ao longo de sua vida produtiva, significa que a
pressão do reservatório não é suficiente para o petróleo surgir, sendo necessária a utilização de
métodos de elevação artificial para que possa produzir. Tais métodos consistem na utilização de
equipamentos que visam aumentar o diferencial de pressão sobre o reservatório, aumentando sua
vazão.
Os métodos de elevação artificial mais comuns na indústria do petróleo são:
• Gas-lift contínuo e intermitente (GLC e GLI).
• Bombeio centrífugo submerso (BCS).
• Bombeio mecânico com hastes (BM).
• Bombeio por cavidades progressivas (BCP).
2.4.1. Elevação natural – poços surgentes
Na elevação natural de petróleo, o fluxo de fluidos (óleo, água e gás) desde o reservatório até
os equipamentos de produção na superfície (separadores, tratadores e tanques) é devido unicamente
à energia do reservatório, que é função da pressão do gás natural no seu interior. Normalmente
ocorre no início da vida produtiva das jazidas. Com o passar do tempo e o aumento da produção
acumulada, a pressão do reservatório diminui, tornando-se insuficiente para elevar os fluidos até a
superfície com uma vazão econômica ou conveniente. A Figura 2.13 ilustra um esquema de elevação
natural.
32
Figura 2.13 – Elevação natural
Comparando-se com poços que produzem por elevação artificial, os surgentes produzem com
menores problemas operacionais devido a simplicidade dos equipamentos de superfície e
subsuperfície, com maiores vazões de líquido e, em conseqüência, com menor custo por unidade de
voluma produzido.
2.4.2. Gas-lift
É um método bastante utilizado por ter um custo relativamente baixo, mesmo em se tratando
de poços profundos.
Consiste na utilização de gás comprimido para elevar os fluidos até a superfície. A energia
gerada pelo gás comprimido tem excelente potencial, permitindo boa condução de fluidos, mesmo
com alto teor de areia e sedimentos, propiciando vazões até 1500 m3/d a grandes profundidades
(2.400 metros), o que logicamente vai depender da pressão de injeção.
Existem dois tipos de gas-lift, o contínuo e o intermitente. O contínuo é semelhante à elevação
natural, baseia-se na injeção continua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de
gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. O gas-lift intermitente baseia-se no
deslocamento de golfadas de fluidos para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na
base das golfadas.
A Figura 2.14 ilustra esquematicamente poços equipados com gas lift. O sistema é composto
por:
• Fonte de gás a lata pressão (compressores).
• Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve).
• Controlador de injeção de gás de subsuperfície (válvulas de gas-lift).
• Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (separadores, tanques,
etc.).
33
Figura 2.14 – Sistema de gas-lift
A Figura 2.15 ilustra esquematicamente os tipos de instalação de gas-lift, que pode ser tipo
aberta, semi-fechada ou fechada, cuja escolha depende das características do poço.
Figura 2.15 – Tipos de instalação de gas-lift
2.4.3. Bombeio centrífugo submerso
Neste método utiliza-se uma bomba centrífuga de múltiplos estágios no interior do poço. A
energia necessária para o funcionamento da bomba é transmitida para o fundo do poço através de um
cabo elétrico.
O funcionamento da bomba transmite energia ao fluido sob a forma de pressão, elevando-o
para a superfície.
Este método vem experimentando bastante incremento em sua aplicação, pela disponibilidade
de equipamentos existentes e pela funcionalidade.
34
Cabe ressaltar que a escolha por métodos diversos dependerá de várias características
técnicas do poço em questão, em observância ao melhor custo/benefício.
A Figura 2.16 ilustra esquematicamente um poço produtor com bombeamento centrífugo
submerso. Os principais equipamentos de subsuperfície de um poço equipado para produzir com
bombeamento centrífugo submerso (BCS) são:
• Bomba – do tipo centrífugo de múltiplos estágios.
• Admissão da bomba.
• Protetor.
• Motor elétrico.
• Cabo elétrico.
Figura 2.16 – Poço produtor por bombeio centrifugo submerso
2.4.4. Bombeio mecânico com hastes
Este método é o mais conhecido e utilizado em todo o mundo, popularmente conhecido como
bombeio com "cavalo de pau", ilustrada na Figura 2.17.
O princípio de funcionamento é a transformação do movimento rotativo de um motor elétrico
ou de combustão, em movimento alternativo, que através das hastes de uma coluna transmite este
movimento para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos até a superfície.
Em poços rasos obtém-se vazões médias de trabalho, mas, à medida que a profundidade
aumenta, a vazão diminui, devendo ser analisados critérios de viabilidade na produção.
Os principais componentes do bombeio mecânico com hastes são:
35
• Bomba de subsuperfície – do tipo alternativo.
• Coluna de hastes.
• Unidade de bombeio.
• Motor.
Figura 2.17 – Sistema de bombeio mecânico
2.4.5. Bombeio por cavidades progressivas
O bombeio por cavidades progressivas (BCP) é um método de elevação artificial em que a
transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades progressivas. É uma
bomba de deslocamento positivo que trabalha imersa em poço de petróleo, constituída de rotor e
estator. A geometria do conjunto é tal que forma uma série de cavidades herméticas idênticas. O rotor
ao girar no interior do estator origina um movimento axial das cavidades, progressivamente, no
sentido da sucção para a descarga, realizando a ação de bombeio. O acionamento da bomba pode
ser originado da superfície, por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou
diretamente no fundo do poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado à bomba.
A utilização de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial de petróleo no
Brasil teve início em 1984, em fase experimental. Devido à simplicidade do método e à eficiência na
produção de fluidos viscosos, o número de instalações com este tipo de equipamento tem se
difundido rapidamente.
A Figura 2.18 ilustra o bombeio por cavidades progressivas.
36
Figura 2.18 – Sistema de bombeio por cavidades progressivas
2.5. Segurança no poço
À ocorrência do fluxo indesejável de quaisquer fluidos para fora do poço, determinando a
perda de controle em sua operação, dá-se o nome de Blowout. Tal ocorrência pode acarretar sérias
conseqüências, como acidentes pessoais, dano ao reservatório e aos equipamentos, agressão ao
meio ambiente, etc.
Um blowout pode lançar toneladas de petróleo no oceano, além de, quando associados a
fogo, lançarem enormes quantidades de poluição na atmosfera em um curto espaço de tempo.
O maior blowout de que se tem notícia ocorreu no México, em 1979, derramando mais de 1
milhão de toneladas de óleo cru no mar.
No Brasil, um campo de gás batizado Mapele, localizado na Bacia do Recôncavo, a cerca de
20 km de Salvador e a poucos metros do acostamento da estrada Rio-Bahia, tornou-se atração
turística em 1962. Na finalização da perfuração do poço, iniciou-se um blowout que se estendeu por
um ano e meio, alimentando uma chama que atingiu altura aproximada de 80 metros. A pressão do
reservatório superou a pressão da lama de perfuração e venceu os equipamentos de segurança, e
não obstante todos os esforços para controlar o fogo (perfuração de poços para injeção de água), a
chama só parou de queimar quando o reservatório se exauriu.
Devido à probabilidade de eventos dessa natureza, e tendo em vista que o fator segurança é
primordial em todos os aspectos, os poços são dotados de equipamentos de segurança que permitem
controlá-los e até fechá-los se necessário.
Merece destaque o Blowout Preventer (BOP), que é um conjunto de válvulas que possibilita o
fechamento do poço. A Figura 2.19 o equipamento de segurança da cabeça de poço, e a Figura 2.20
mostra um poço em chamas durante a guerra no Iraque.
37
Figura 2.19 – Equipamento de segurança da cabeça de poço
Figura 2.20 – Incêndio em um poço (guerra no Iraque)
2.6. Processamento primário do petróleo
Durante a fase produtiva de um campo de petróleo, além da prospecção de óleo ocorre
também a prospecção de água, gás e sedimentos contidos no reservatório.
Tendo em vista que o interesse é relativo apenas à produção de hidrocarbonetos (óleo e gás),
e que a presença de outras substâncias pode influir negativamente em diversos aspectos, tais como
transporte e segurança operacional, faz-se necessário um processamento primário in loco, isto é, na
própria unidade de produção, seja ela terrestre ou marítima.
Este processamento dependerá de critérios de viabilidade técnico-econômicos, que
demandará unidades de processamento mais simples, baseando-se na decantação, utilização de
vasos separadores e outros processos físico-químicos, para separação água/óleo/gás, ou mais
complexas, que incluem tratamento do óleo, a compressão do gás e o tratamento da água para
descarte ou reinjeção no poço para facilitar a surgência do petróleo.
Em síntese, o processamento primário se faz necessário, entre outros fatores:
• Para promover a retirada de parte das impurezas em suspensão.
• Para tratar a água de modo a devolvê-la livre de impurezas (resíduo de óleo, gás carbônico etc.) ao
meio ambiente ou utilizá-la para reinjeção.
• Para facilitar o transporte para os terminais e refinarias.
38
• Para diminuir problemas de corrosão e incrustação (em função da presença de óxidos, sulfetos de
ferro, carbonato de cálcio e outras substâncias na composição da água).
• Para aumentar a vida útil de equipamentos e catalisadores em processos de refino.
• Para reduzir os gastos com produtos químicos utilizados para inibir processos corrosivos.
Apesar de todos os cuidados adotados no processamento primário, nem sempre é possível a
separação e remoção completas da água e do gás.
No processamento do gás, parte do mesmo pode ser utilizado como combustível na própria
unidade, ou para elevação artificial de petróleo. Se a produção for exceder em muito o consumo,
poderá ser transferido para refinarias ou direcionado para queimadores, enquanto que a parte
liquefeita poderá ser adicionada ao óleo para transferência e posterior aproveitamento nas unidades
de processo.
Quanto à água, considerada o mais indesejável dos contaminantes, deverá ser totalmente
removida quando chegar à refinaria, pelos motivos vistos anteriormente. A transferência se faz por
oleodutos ou navios, e sempre haverá alguma água contendo sais nocivos às unidades de processo.
O fluxograma do processamento primário do petróleo é mostrado na Figura 2.21.
Figura 2.21 – Fluxograma do processamento primário de petróleo
Os fluidos passam inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos,
atuando em série ou em paralelo. No separador bifásico ocorre a separação gás/líquido, enquanto
que no separador trifásico ocorre, também, a separação água/óleo. Os separadores são fabricados
nas formas vertical e horizontal, e estão ilustrados na Figura 2.22.
39
Figura 2.22 – Esquema de um separador (a) bifásico e (b) trifásico
40
UNIDADE III
Plataformas marítimas - classificação
Para se explorar petróleo no mar são utilizadas técnicas bem semelhantes às utilizadas em
terra. As primeiras sondas para perfuração marítima eram as mesmas sondas terrestres adaptadas a
uma estrutura que permitisse perfurar em águas rasas. No entanto, diante da necessidade de se
perfurar cada vez mais em águas profundas, novas técnicas foram surgindo, orientadas
especificamente para o atendimento dessas necessidades.
As instalações de produção, armazenamento e exportação de petróleo, no mar, tornaram-se
bastante complexas e variadas, para receber o petróleo produzido dos poços; fazer a separação e o
tratamento dos fluidos produzidos; em alguns casos, armazená-los; e finalmente distribuí-los para
terra ou para navios armazenadores.
Estas instalações, dependendo da profundidade e da distância do litoral, podem enviar o
petróleo/gás para a terra, através de dutos, ou então para navios armazenadores.
As plataformas podem ser classificadas de várias formas, como, por exemplo, pela finalidade
(perfuração de poços, produção de poços, sinalização, armazenamento, alojamento etc.), pela
mobilidade (fixas ou móveis), pelo tipo de ancoragem etc.
As plataformas têm sua utilização condicionada a alguns aspectos relevantes como a
profundidade da lâmina d'água, relevo do solo submarino, a finalidade do poço e a melhor relação
custo/benefício.
Figura 3.1 – Tipos de plataformas marítimas
41
A Figura 3.1 mostra quatro tipos de plataformas, empregadas para prospecção e produção no
mar, da esquerda para a direita identificamos as plataformas: fixa, auto-elevável, semi-submersível e
navio plataforma.
3.1. Plataformas fixas
As plataformas fixas ilustradas na Figura 3.2, são estruturas apoiadas no fundo do mar por
meio de estacas cravadas no solo com o objetivo de permanecerem no local de operação por longo
tempo.
Foram as primeiras a serem utilizadas, têm sido as preferidas nos campos localizados em
lâminas d’água até 300m, e este também é o seu limite de utilização. Devido ao custo elevado,
compreendido entre projeto, montagem e instalação, sua aplicação é restrita a campos que já tiveram
sua exploração comercial comprovada.
Figura 3.2 – Plataforma fixa
As plataformas fixas são projetadas para receberem todos os equipamentos de perfuração,
estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a
produção dos poços.
3.2. Plataformas auto-eleváveis
As plataformas auto-eleváveis (PAs) ilustradas na Figura 3.3, são constituídas, basicamente,
de uma balsa equipada com estruturas de apoio, ou pernas, que acionadas mecânica ou
hidraulicamente movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a
elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação das ondas.
42
Figura 3.3 – Plataforma auto-elevável
São plataformas móveis, sendo transportadas por rebocadores ou com propulsão própria,
destinadas à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâminas d'água que
variam de 5 a 130 metros.
Devido à estabilidade desta unidade, as operações de perfuração são semelhantes às
realizadas em terra. Os revestimentos são assentados no fundo do mar e estendidos até a superfície,
abaixo da subestrutura. Aí é conectado o equipamento de segurança e controle de poço (ESCP), que
é similar ao utilizado em terra.
Estatisticamente, este é o tipo de unidade de perfuração marítima que tem sofrido maior
número de acidentes. As operações de elevação e abaixamento são críticas e sofrem bastante
influência das condições de tempo e mar. Nos deslocamentos apresentam dificuldades quanto ao
reboque e, para grandes movimentações, devem ser retiradas seções das pernas para melhorar sua
estabilidade.
3.3. Plataformas submersíveis
As plataformas submersíveis constam de uma estrutura montada sobre um flutuador,
utilizadas basicamente em águas calmas, rios e baías com pequena lâmina d'água. São deslocadas
até a locação com auxílio de rebocadores. Ao chegar na locação, são lastreadas até seu casco
inferior se apoiar no fundo, em geral macio e pouco acidentado. A sua utilização é limitada devido à
sua pequena capacidade de lâmina d'água.
Este tipo de plataforma está ilustrado na Figura 3.4.
43
Figura 3.4 – Plataforma semi-submersível
3.4. Plataformas flutuantes
Esta classificação diz respeito aos navios sonda, e às plataformas semi-submersíveis.
Os navios sonda (FPSO - Floating, Production, Storage and Offloading) vêm apresentando vantagens
logísticas nas operações e hoje, ao invés de serem adaptados, são especialmente projetados para
operações de perfuração.
Possuem um sistema de ancoragem especial, além de um sistema de posicionamento
dinâmico que lhe permitem manter a posição e deste modo não danificar equipamentos e prejudicar
as operações, em função da ação dos ventos, ondas e correntes marinhas.
Já as plataformas semi-submersíveis são estruturas apoiadas por colunas sustentadas por
flutuadores submersos, podendo ou não ter propulsão própria, sendo bastante requeridas para
perfuração de poços exploratórios.
3.4.1. Plataformas semi-submersíveis
As plataformas semi-submersíveis são compostas de uma estrutura de um ou mais conveses,
apoiada por colunas em flutuadores submersos. Uma unidade flutuante sofre movimentações devido
à ação das ondas, correntes e ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos a serem
descidos no poço. Por isso, torna-se necessário que ela fique posicionada na superfície do mar,
dentro de um círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfície, operação
esta a ser realizada em lamina d`água. Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento
da unidade flutuante: o sistema de ancoragem e o sistema de posicionamento dinâmico.
O sistema de ancoragem é constituído de 8 a 12 âncoras e cabos e/ou correntes, atuando
como molas que produzem esforços capazes de restaurar a posição do flutuante quando é modificada
pela ação das ondas, ventos e correntes.
44
No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma com o fundo
do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos determinam a deriva, e
propulsores no casco acionados por computador restauram a posição da plataforma.
As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão própria. De qualquer forma,
apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a perfuração de poços exploratórios.
Figura 3.5 – Plataforma semi-submersível
3.4.2. Navio sondas
Navio-sonda é um navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de
perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passagem da
coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores
acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a
deslocar o navio de sua posição.
Figura 3.6 – Navio sonda
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Os movimentos de uma sonda são considerados em um sistema de eixos XYZ e divididas em
seis categorias, sendo três de rotação e três de translação, como mostrado na Figura 3.6.
Figura 3.7 – Movimentos de uma sonda
a) Movimentos na horizontal
- Avanço ou Surge, que é a translação na direção X.
- Deriva ou Sway, translação na direção Y.
- Guinada ou Yaw, rotação em torno do eixo Z.
b) Movimentos na vertical
- Afundamento ou Heave, translação na direção Z.
- Jogo ou Roll, rotação em torno do eixo X.
- Arfagem ou Pitch, rotação em torno do eixo Y.
3.4.3. Plataformas tipo FPSO
As plataformas do tipo FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading), ilustrada na
Figura 3.8, são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a
transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada uma planta de processo
para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o
petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de
tempos em tempos.
O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi
armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra
através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de
processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de
aproximadamente 2 milhões de metros cúbicos por dia.
46
Figura 3.8 – Plataforma PFSO (P50 – Petrobras)
3.5. Plataformas de pernas atirantadas (tension leg)
As plataformas de Pernas Atirantadas (Tension-Leg Plataform - TLP) são unidades flutuantes
utilizadas para a produção de petróleo. Sua estrutura é bastante semelhante à da plataforma semisubmersível, como ilustra a Figura 3.9. Porém, sua ancoragem ao fundo mar é diferente: as TLPs são
ancoradas por estruturas tubulares, com os tendões fixos ao fundo do mar por estacas e mantidos
esticados pelo excesso de flutuação da plataforma, o que reduz severamente os movimentos da
mesma. Desta forma, as operações de perfuração e de completação são iguais às das plataformas
fixas.
Figura 3.9 – Plataforma de pernas atirantadas (Tension leg)
47
3.6. Processamento primário do petróleo
Um reservatório de petróleo não apresenta apenas o óleo bruto, pronto para ser extraído.
Normalmente se verifica a presença de muitos sedimentos, partículas inorgânicas, gás
(principalmente metano, associado ou não) e sais. Estas substâncias prejudicam o transporte do
petróleo até as refinarias, além de serem consideradas nocivas aos equipamentos de processo, de tal
sorte que se faz necessário um tratamento "in loco", logo após a extração.
Os problemas com transporte via dutos são reduzidos com a retirada de sais, água e
sedimentos, que ocasionam corrosão e acumulação de sólidos nas tubulações; o gás também contém
substâncias corrosivas, além de ser inflamável e explosivo, devendo ser separado o quanto possível.
Assim, nos próprios campos de produção é realizado um tratamento primário que consiste na
separação óleo-gás-água, através de decantação e desidratação. A decantação é simples, ocorrendo
a separação de fases de acordo com a diferença de densidades. A desidratação consiste na adição
de uma substância química desemulsificante que agrega as moléculas de água, desta forma
permitindo retirar o máximo da água emulsionada no óleo durante a produção.
Somente após este processamento primário o petróleo pode ser enviado à refinaria, dentro
das especificações exigidas, isto é, no máximo 1% de água e sedimentos (BSW – basic sediments
and water), e mínimo teor de gases e sais.
48
UNIDADE IV
Refino de petróleo
O petróleo bruto é uma complexa mistura de hidrocarbonetos que apresenta contaminações
variadas de enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais. A composição exata dessa mistura varia
significativamente em função do seu reservatório de origem.
No seu estado bruto, o petróleo tem pouquíssimas aplicações, servindo quase que somente
como óleo combustível. Para que o potencial energético do petróleo seja aproveitado ao máximo, ele
deve ser submetido a uma série de processos, a fim de se desdobrar nos seus diversos derivados.
O refino do petróleo consiste na série de beneficiamentos pelos quais passa o mineral bruto
para a obtenção desses derivados, estes sim, produtos de grande interesse comercial. Esses
beneficiamentos englobam etapas físicas, e químicas de separação, que originam as grandes frações
de destilação. Estas frações são então processadas através de uma outra série de etapas de
separação e conversão que fornecem os derivados finais do petróleo. Refinar petróleo é, portanto,
separar as frações desejadas, processá-las e lhes dar acabamento, de modo a se obterem produtos
vendáveis.
Refino de petróleo constitui a separação deste insumo, via processos físico-químicos, em
frações de derivados, que são processados em unidades de separação e conversão até os produtos
finais.
Os produtos finais dividem-se em 3 categorias:
• Combustíveis (gasolina, diesel, óleo combustível, GLP, QAV, querosene, coque de petróleo, óleos
residuais) - cerca de 90% dos produtos de refino no mundo.
• Produtos acabados não combustíveis (solventes, lubrificantes, graxas, asfalto e coque).
• Intermediários da indústria química (nafta, etano, propano, butano, etileno, propíleno, butilenos,
butadieno, BTX).
4.1. Refinarias
Refinarias de petróleo são um complexo sistema de operações múltiplas; as operações que
são usadas em uma dada refinaria dependem das propriedades do petróleo que será refinado, assim
como dos produtos desejados. Por esta razão, "não existem duas refinarias iguais no mundo".
49
As etapas do processamento de refino de óleo cru são basicamente três: separação,
conversão e tratamento. O esquema da Figura 4.1 mostra de forma simplificada as etapas de
processo.
Em cada etapa existem outras configurações de processo, utilizadas conforme a necessidade,
por exemplo, de acordo com o tipo de petróleo, a produção de determinado produto que se visa
maximizar etc.
As etapas do processo de refino podem ser classificadas em:
1- Processos de separação
a. Destilação atmosférica
b. Destilação a vácuo
c.
Estabilização de naftas
d. Extração de aromáticos
e. Desasfaltação a propano
f.
Desaromatização a furfural
g. Desparafinação a solvente
h. Desoleificação a solvente
i.
Adsorção de N-parafinas
2- Processos de conversão
a. Craqueamento térmico
b. Craqueamento catalítico
c.
Visco-redução
d. Coqueamento retardado
e. Hidrocraqueamento
f.
Reforma catalítica
g. Isomerização catalítica
h. Alquilação catalítica
i.
Polimerização catalítica
3- Processos de tratamento
a. Hidrotratamento
b. Tratamento cáustico
c.
Tratamento DEA/MEA
d. Tratamento MEROX
e. Tratamento BENDER
f.
Dessalgação eletrostática
50
Figura 4.1 – Etapas do processo de refino
Para a realizam destes processos as refinarias utilizam diversos equipamentos, tais como:
• Vasos
• Torres de destilação
• Reatores
• Fornos
• Trocadores de calor
• Bombas
• Bombas de vácuo
• Caldeiras
• Torres de resfriamento
Possuem também um complexo sistema de tubulações, instrumentação e controle, além do
sistema de geração e distribuição de energia elétrica.
Uma refinaria de petróleo é ilustrada na Figura 4.2.
Figura 4.2 – Refinaria de petróleo
51
Na Figura 4.3 é apresentado um fluxograma mostrando vários processos existentes em uma
refinaria, desde o recebimento do petróleo cru até a obtenção de seus derivados.
Figura 4.3 – Fluxograma típico do refino de petróleo
A tabela 4.1 mostra, em linhas gerais, os principais produtos das unidades de conversão
(unidades downstream). Note-se, porém, que vários produtos podem ser obtidos de diferentes
unidades, assim como diferentes unidades podem produzir diferentes produtos (com diferentes
qualidades associadas). Isto mostra o grau de complexidade técnica da construção do desenho de
uma refinaria. Mostra também que não há como otimizar uma refinaria para um único produto apenas.
52
Tabela 4.1 – Frações ou cortes iniciais
Gás combustível (C1 – C2)
Combustível de refinaria, matéria-prima para
etileno
GLP (C3 – C4)
Combustível doméstico e industrial, matériaprima para petroquímica, obtenção de gasolina
de aviação, veiculo propelente para aerossóis
Nafta (20 – 220 °C)
Gasolina automotiva e de aviação, matéria-prima
para petroquímica (principal), produção de
solventes
Querosene (150 – 300 °C)
Querosene de aviação, querosene industrial,
produção de detergentes.
Gasóleo atmosférico (70 – 400 °C)
Diesel, combustível doméstico e industrial
(heating oil) e matéria-prima para petroquímica
(gasóleo petroquímico)
Gasóleo de vácuo (400 – 750 °C)
Carga para craqueamento (gasolina, GLP),
produção de lubrificantes (subproduto parafinas),
matéria-prima para petroquímica
Resíduos de vácuo (acima 570 °C)
Óleo combustível, asfalto, lubrificantes de alta
viscosidade, coque de petróleo
De um modo geral, uma refinaria, ao ser planejada e construída, pode se destinar a dois
objetivos básicos:
• produção de produtos energéticos (combustíveis e gases em geral);
• produção de produtos não-energéticos (parafinas, lubrificantes, etc.) e petroquímicos.
O primeiro objetivo constitui a maior parte dos casos, pois a demanda por combustíveis é
deveras maior do que a demanda por outros produtos. Nesse caso, a produção destina-se à obtenção
de GLP, gasolina, Diesel, querosene e óleo combustível, entre outros.
O segundo grupo, não tão expressivo, é constituído de um grupo minoritário, onde o principal
objetivo é a maximização da produção de frações básicas lubrificantes, parafinas e matérias-primas
para a indústria petroquímica. Estes produtos possuem valores agregados muito superiores ao dos
combustíveis, o que confere aos refinadores altas rentabilidades, embora os investimentos envolvidos
sejam também muito mais altos do que os necessários para o caso anterior.
53
4.2. Processos de separação
Busca-se, nesta seção, apresentar sucintamente algumas unidades de refino, em princípio, na
ordem do processamento do petróleo: da entrada do cru na refinaria a saída de produtos finais – salvo
para processos concomitantes, complementares ou substitutos, dentro da refinaria.
Os Esquemas de Refino variam significativamente de uma refinaria para outra, não apenas
pelas razões acima, mas também pelo fato de que mesmo os mercados de uma dada região estão
sempre modificando-se com passar do tempo. Além disso, os avanços na tecnologia dos processos
propiciam o surgimento de novas técnicas de refino de alta eficiência e rentabilidade, que ocupam o
espaço dos processos mais antigos, de menores eficiências e maiores custos operacionais, que
assim sendo, entram em obsolescência. Além desses fatores, atualmente também existem as
crescentes exigências ambientais por parte dos governos, sob a forma de legislações e
regulamentações, e por parte dos próprios mercados, que demandam cada vez mais, produtos
oriundos de processos ditos "limpos", e que, desta forma, forçam a indústria do refino de petróleo a
implementar melhorias contínuas. Se observados nos contextos de médio e longo prazos, os
processos de refino não podem ser considerados estáticos, mas sim dinâmicos na sua constante
evolução.
4.2.1. Dessalgação
Antes da separação em frações na refinaria, o petróleo cru precisa ser tratado para a remoção
de sais corrosivos. Isto é feito através de um processo denominado dessalinização. O processo de
dessalinização também remove alguns metais e os sólidos em suspensão que podem:
• causar danos às unidades de destilação ou reduzirem a sua eficiência;
• provocar corrosão nos equipamentos;
• se depositar nas paredes dos trocadores de calor, causando entupimentos e reduzindo a sua
eficiência, além de catalisarem a formação de coque nas tubulações;
• danificar os catalisadores que serão usados nas posteriores etapas de processamento.
A dessalinização compreende a mistura do petróleo cru aquecido com cerca de 3% a 10% de
seu volume em água, e esta, então, dissolve os sais indesejáveis. A água então é separada do
petróleo em um vaso de separação através da adição de desemulsificadores que ajudam na quebra
da estabilidade da emulsão e/ou, mais habitualmente, pela aplicação de um alto potencial elétrico (de
15 kV a 35 kV) através do vaso para coalescer as gotículas de água salgada, que são polares. O
processo de dessalinização do óleo cru gera uma lama oleosa, bem como uma corrente de água
salgada residual, de alta temperatura, que normalmente é adicionada a outras correntes aquosas
residuais, indo então para as estações de tratamento de efluentes das refinarias. A água que é usada
54
na dessalinização é frequentemente a água não tratada ou apenas parcialmente tratada proveniente
de outras etapas do refino.
4.2.2. Destilação atmosférica
A destilação atmosférica é o primeiro processo de refino em qualquer refinaria. Consiste na
separação do petróleo em frações mais leves, de acordo com os diferentes pontos de ebulição de
cada fração, como mostrado de forma esquemática na Figura 4.4.
Figura 4.4 – Fluxograma da destilação atmosférica
Antes de ser encaminhado para a torre de destilação (também conhecida como torre de
pratos), o petróleo é aquecido em um alto forno, por onde passa dentro de serpentinas, para posterior
admissão na torre, com temperatura em torno de 400°C. Na torre de destilação, mantido o sistema de
aquecimento, o petróleo bruto começa a desprender vapores, que se elevam para o alto da mesma. A
torre de destilação também é conhecida, no jargão da área, como torre de pratos, porque em seu
interior existe uma série de pratos com borbulhadores dispostos horizontalmente em toda a altura,
como ilustrado na Figura 4.5. Logicamente, os pratos mais próximos à base da torre são mais
quentes, enquanto os do alto são mais frios. À medida que os vapores se elevam, condensam-se nos
pratos correspondentes à temperatura de condensação. Deste modo, obtêm-se as frações de
derivados, ficando depositados, nas partes mais altas, frações de gás, nafta e gasolina; nas
intermediárias, querosene e óleo diesel; e no fundo da torre, as frações de ponto de ebulição mais
elevado, como óleo combustível ou cru reduzido.
55
Figura 4.5 – Torre de destilação atmosférica
E importante frisar que estas frações obtidas ainda não estão dentro das especificações
exigidas. Algumas, dependendo do tipo do petróleo e teor de contaminantes, podem ser consideradas
como produto final (naftas, gás combustível, GLP, querosene), mas, a rigor, a maioria das frações tem
que passar por outras etapas do processo. A destilação atmosférica visa a um fracionamento do
petróleo, obtendo-se faixas de hidrocarbonetos que servirão como carga em outras unidades ou
misturadas com produtos resultantes de outros processos.
Na Figura 4.6 é mostrado um fluxograma do processo de destilação atmosférica, desde o
tanque de armazenamento até ser transformado nas frações desejadas, o petróleo é pré-aquecido em
uma série de trocadores de calor, aproveitando o calor das correntes que deixam a torre de
destilação, e desta forma, economizando energia para seu aquecimento.
Os principais equipamentos da instalação são:
• Torre atmosférica
• Forno atmosférico
• Dessalgadora
• Vasos separadores
• Trocadores de calor
• Bombas
Além destes equipamentos a planta inclui uma complexa rede de tubulações, instrumentação
e controle. São necessários também as utilidades industriais, tais como, água de resfriamento, vapor
56
d’água, ar comprimido e energia elétrica, bem como o sistema de proteção contra incêndio. O
conhecimento do fluxograma do processo é fundamental para o planejamento de um projeto de
construção de uma unidade de destilação.
Figura 4.6 – Processo de destilação atmosférica
57
4.2.3. Destilação a vácuo
O resíduo da destilação atmosférica serve de carga para a unidade de destilação a vácuo,
mostrada esquematicamente na Figura 4.7. Semelhante à atmosférica, na destilação a vácuo a torre é
submetida a uma pressão negativa, e o objetivo deste processo é produzir, a partir do resíduo,
frações de diesel e gasóleo. O gasóleo é uma fração do petróleo destinado à produção de
lubrificantes, podendo ser direcionado para processos mais complexos, como o craqueamento
catalítico, onde é transformado em óleo diesel, gasolina e GLP.
Já o produto residual da destilação a vácuo pode ser utilizado como asfalto ou utilizado para a
produção de óleo combustível.
Na Figura 4.8 é mostrado um fluxograma do processo de destilação a vácuo, onde são
mostrados os equipamentos integrantes da planta. O conhecimento do fluxograma do processo é
fundamental para o planejamento de um projeto de construção de uma unidade de destilação.
Figura 4.7 – Torre de destilação a vácuo
58
Figura 4.8 – Processo de destilação a vácuo
Os outros processos de separação existentes integram esquemas mais complexos de refino,
presentes nas etapas de conversão/tratamento de derivados. Embora não sejam objeto de estudo no
presente trabalho, cita-se como exemplo a desasfaltação a propano, desaromatização a furfural,
extração de aromáticos, desparafinação a solvente, entre outros.
4.3. Processos de conversão
Uma série de unidades de processo, ditas de conversão destina-se a transformar frações
pesadas de petróleo em produtos mais leves. Todos os processos de conversão têm natureza
química, cada um objetivando determinado propósito/adequação. Como exemplo podemos citar:
craqueamento (térmico ou catalítico), visco-redução, alquilação, coqueamento, etc.
59
Os processos de conversão normalmente possuem alta rentabilidade, porque transformam
produtos de baixo valor comercial, como gasóleos e resíduos de destilação, em outras frações de
maiores valores de mercado.
O processamento de conversão na refinaria implica na alteração da estrutura molecular dos
hidrocarbonetos, seja por quebra em moléculas menores, seja por combinação em moléculas
maiores, seja na produção de moléculas de maior qualidade, como por exemplo, para obter gasolina
com maior índice de octanas, através de rearranjo molecular. Isto implica no uso de técnicas mais
complexas.
Existem, basicamente, dois processos de craqueamento de hidrocarbonetos pesados: o
processo térmico (termo-craqueamento, visco-redução, coqueamento) e o processo catalítico (FCC,
RCC, HCC). Os últimos normalmente fornecem derivados de maior qualidade do que os primeiros.
4.3.1. Craqueamento térmico / visco-redução
O craqueamento térmico é mais severo do que a visco-redução, pois utiliza temperaturas mais
elevadas. A visco-redução visa à redução da viscosidade de derivados pesados e ao aumento da
quantidade de gasóleo destinado à produção de gasolina, particularmente. Ambos os processos
empregam, porém, calor e pressão, como agente de quebra de moléculas pesadas em leves. Não
empregam, portanto, catalisadores. Ambos foram largamente substituídos pelo craqueamento
catalítico.
No craqueamento térmico, gasóleo pesado e resíduo de vácuo são aquecidos a 540°C e
introduzidos em um reator, mantido a cerca de 140 psig. As reações de craqueamento se
interrompem após um tempo de permanência adequado, quando a temperatura é de 500°C (o
craqueamento excessivo leva a um óleo combustível instável), sendo os produtos levados a um flash,
onde os produtos leves vaporizam e são retirados (separados). O fundo do flash, que contém boa
parte da carga, inclui um resíduo pesado que, normalmente, depois de resfriado, é misturado a
correntes de óleos residuais.
Comumente, o craqueamento térmico tem rendimento de 10 a 15% de conversão de resíduo
de vácuo em leves. A única vantagem do processo em relação ao craqueamento catalítico (FCC)
refere-se à inexistência do problema de contaminação do catalisador (o que ocorre no FCC). Aqui, a
carga pode conter maiores quantidades de contaminantes, metais e compostos sulfurados.
A Figura 4.9 mostra um esquema do processo de visco-redução.
O craqueamento térmico apresentava algumas desvantagens, entre as quais se destacam:
• Altas pressões de operação
• Produção de uma grande quantidade de coque e gás combustível
• Naftas de qualidade inferior, com altos teores de olefinas
Devido a essas desvantagens e ao avanço crescente na demanda por gasolina, processos
catalíticos se desenvolveram.
60
Figura 4.9 – Processo de visco-redução
4.3.1. Craqueamento catalítico
Inicialmente, os processos de craqueamento eram térmicos, mas com o crescente avanço na
área de catálise, passaram a ser catalíticos, primeiro em leito fixo, depois em leito móvel ou fluidizado,
sendo esta última forma (craqueamento catalítico fluido - FCC) a mais moderna a ser utilizada pelas
refinarias.
O craqueamento catalítico usa calor, pressão e um catalisador para efetuar a quebra das
moléculas de hidrocarbonetos em moléculas menores e mais leves. O craqueamento catalítico
substituiu amplamente o craqueamento térmico, pois é possível, através dele, produzir mais gasolina
de alta octanagem, assim como menores quantidades de óleos combustíveis pesados e de gases
leves, em condições operacionais consideravelmente brandas.
Hoje, o craqueamento catalítico fluido é imprescindível às refinarias modernas, sendo
largamente difundido, devido à economia que propicia e à sua flexibilidade operacional.
Catalisadores são substâncias que aceleram as reações químicas, promovendo a quebra e o
rearranjo das mesmas, de modo a gerar novas frações de produto.
As Figuras 4.10 e 4.11 mostram esquemas de unidades de craqueamento catalítico.
61
Figura 4.10 – Esquema básico do FCC
Figura 4.11 – Unidade de craqueamento catalítico
62
4.4. Processos de tratamento
A finalidade do tratamento é retirar dos derivados obtidos as substâncias consideradas
impróprias, como os compostos sulfurados, os nitrogenados e os oxigenados que promovem o
aumento no índice de poluição, corrosão etc., ou seja, colocar os produtos dentro dos padrões de
qualidade exigidos para sua comercialização. Conseqüentemente, o tratamento também tem por
finalidade rentabilizar o máximo possível as frações destiladas.
De modo geral, um processo de tratamento busca atingir um ou mais dos seguintes objetivos:
• Eliminação de compostos de enxofre
• Eliminação de compostos de nitrogênio
• Separação e eliminação de materiais asfálticos
• Correção do odor do produto
• Correção da coloração do produto
• Estabilidade do produto
A eliminação do enxofre e a melhoria da estabilidade do produto são fatores que normalmente
determinam o tipo de tratamento a ser empregado. Removendo-se compostos de enxofre e
nitrogênio, obtêm-se melhoras significativas no odor, coloração e estabilidade dos produtos, porque
estas são substâncias ativas no processo de degradação dos derivados.
Alguns exemplos: tratamento cáustico, merox, bender (Figura 4.12), dea (Figura 4.13),
hidrotatamento etc.
Figura 4.12 – Diagrama esquemático do Tratamento Bender
4.5. Operações de suporte
Muitas das operações importantes de uma refinaria não estão diretamente envolvidas com a
produção de derivados, mas desempenham um papel de suporte. Tais operações serão brevemente
descritas a seguir.
63
Figura 4.13 – Tratamento DEA para GLP e Gás Combustível
4.5.1. Tratamento de Efluentes
Volumes relativamente grandes de água são usados pela indústria de refino de petróleo.
Basicamente, quatro tipos de efluentes são produzidos em uma refinaria: águas contaminadas
coletadas a céu aberto, águas de refrigeração, águas de processo, e efluentes sanitários.
Grande parte da água utilizada no refino de petróleo é usada para resfriamento. A princípio, a
água de refrigeração não entra em contato direto com as correntes de óleo, e, portanto, contém
menos contaminantes do que a água de processo. A maior parte da água de refrigeração é reciclada
indefinidamente, ou então é enviada para uma unidade de tratamento de efluentes, a fim de que se
controle a concentração de contaminantes e o teor de sólidos.
As torres de refrigeração são equipamentos que resfriam a água usando o próprio ar do
ambiente. Após o resfriamento, a água é, usualmente, reciclada de volta para o processo. Em alguns
casos, entretanto, a água de refrigeração passa apenas uma vez pela unidade de processo e é,
então, descarregada diretamente e sem tratamento, na unidade de tratamento de efluentes.
As refinarias de petróleo normalmente utilizam tratamento primário e secundário de seus
efluentes. O tratamento primário consiste na separação do óleo, água e sólidos em dois estágios. No
primeiro estágio, um separador API ou outro separador água e óleo é utilizado.
O segundo estágio utiliza métodos químicos ou físicos para promover a separação dos óleos
emulsionados no efluente. Os métodos físicos podem incluir o uso de uma série de tanques de
decantação, de grande tempo de retenção, ou mesmo o uso de flotadores a ar induzido.
No tratamento secundário, o óleo dissolvido e outros poluentes orgânicos são biologicamente
consumidos por microorganismos. O tratamento biológico normalmente requer a adição de oxigênio,
que pode ocorrer a partir de diversas técnicas, incluindo o uso de unidades de lodo ativado, filtros e
outros.
64
4.5.2. Tratamento de gás e recuperação de enxofre
O enxofre é removido de um grande número das correntes gasosas provenientes das
unidades de processo das refinarias. Essa remoção é necessária para que a legislação ambiental seja
obedecida, no que diz respeito às emissões de SOX. Também é desejável que se recupere o enxofre
elementar, que pode ser vendido. As correntes de gás, que são geradas nas unidades de
coqueamento, craqueamento catalítico, hidrotratamento e hidroprocessamento, podem conter
elevadas concentrações de gás sulfídrico, misturado com gás combustível leve.
Os métodos mais comuns de retirada de enxofre elementar de correntes de gás sulfídrico são,
usualmente, a combinação de dois processos: o Processo Claus seguido do Processo Beaven ou do
Processe SCOT ou ainda do Processo Wellman-Land.
4.5.3. Produção de aditivos
Muitos compostos químicos (principalmente éteres e álcoois) são atualmente adicionados aos
combustíveis para motores, não só com a finalidade de melhorar a sua performance, mas também
com o objetivo de enquadrar os mesmos nas exigências ambientais dos governos.
Desde a década de 70, álcoois (principalmente metanol e etanol) e éteres têm sido
adicionados à gasolina com o fim de aumentar a octanagem e de reduzir as emissões de monóxido
de carbono, o CO. Tais substâncias substituíram os aditivos mais antigos, com base em chumbo, que
foram proibidos em muitos países devido a questões ambientais.
Os éteres mais comuns usados atualmente como aditivos são o metil-terci-butil éter (MTBE) e o terciamil-metil éter (TAME).
Muitas das grandes refinarias produzem os seus próprios suprimentos desses aditivos,
através da reação entre o isobutileno e/ou isoamileno com o metanol. As menores refinarias
normalmente os compram de empresas de reagentes ou das maiores refinarias.
4.5.4. Composição
A etapa de composição é a operação final do refino de petróleo. Essa etapa consiste na
mistura dos diversos produtos derivados do petróleo que foram obtidos durante todo o
processamento, em várias proporções, a fim de que se alcancem as diversas especificações
necessárias, tais como: pressão de vapor, peso específico, conteúdo de enxofre, viscosidade, índice
de octanagem, ponto de ebulição inicial, entre outras. A composição pode ser executada de forma
contínua ou em bateladas, em tanques apropriados para tal fim.
65
4.5.5. Tanques de estocagem
Os tanques de estocagem são utilizados em toda a refinaria, para armazenar o petróleo cru e
as correntes de alimentação intermediárias, que esfriam nos mesmos e aguardam o posterior
processamento. Os derivados finais são também mantidos em tanques de estocagem, antes de
serem retirados da refinaria.
4.5.6. Torres de resfriamento
As torres de resfriamento têm como função reduzir a temperatura da água de refrigeração que
deixa as diversas unidades de processo. A água aquecida circula por uma torre juntamente com um
fluxo predeterminado de ar do ambiente, que é impelido por grandes ventiladores.
Uma certa quantidade de água sai do sistema ao evaporar. Deste modo, torna-se necessário repor
tais perdas, que são, usualmente, cerca de 5% da taxa de circulação.
66
UNIDADE V
Transferência e estocagem
Ao lado das atividades de exploração e produção estão, em igualdade de importância, as
operações de transferências e estocagem. Afinal, o petróleo resultante da prospecção, seja em terra,
seja no mar, precisa ser transportado para as refinarias, onde é processado e transformado em
produtos de maior utilidade e valor agregado, como gasolina, nafta, querosene, diesel, etc.
As operações de transferência e estocagem iniciam-se após a prospecção, quando se
necessita transportar o petróleo, seja por oleodutos ou por navios.
Também acontecem entre navios e terminais, terminais e refinarias, terminais e terminais, ou
seja, sempre que se deseje movimentar volumes de petróleo ou derivados.
Compreendem técnicas próprias e conhecimentos específicos de que dispõe o operador para
processar o bombeamento com a devida segurança e monitoração, bem como a estocagem em
tanques próprios, de acordo com as características de cada produto.
Tais
operações,
embora
aparentem
certa
simplicidade,
requerem
treinamento
e
especialização do operador, por envolverem o manuseio de produtos de elevadíssimo valor comercial,
sem contar a agressividade que poderiam causar ao meio-ambiente em casos de acidentes, como
tristemente tantos já foram vistos, ocasionando verdadeiros desastres ecológicos.
Por tudo isso, o operador de Transferência e Estocagem necessita ter conhecimentos de
segurança industrial, tubulações e acessórios, instrumentos de temperatura, pressão, nível e vazão,
tipos de bombas e normas de operação, válvulas, tanques, etc., bem como boa formação em
matemática, física e química, para compreender os processos e realizar suas atividades com
consciência e qualidade.
Os Transportes e a Transpetro
Impossível falar-se em petróleo e logística sem citar a Petrobras Transporte S/A - Transpetro.
Com atuação nas áreas de armazenamento e transporte marítimo e dutoviário é responsável por 54
terminais, além de cerca de 12.000 quilômetros de malha dutoviária, que se encontram
geograficamente dispersos pelo país.
Toda essa estrutura permite reduzir os custos com fretes no transporte de derivados, além de
diminuir o tráfego de caminhões e vagões-tanque, aumentando a segurança nas estradas e,
conseqiientemente, oferecendo maior proteção ao meio ambiente.
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Com o advento da Lei do Petróleo (Lei n2 9478/97) e o novo cenário pós-flexibilização, as
atividades da Transpetro revestiram-se de suma importância.
Foi criada em 12 de junho de 1998, já com objetivo de se tornar uma empresa logística de
expressão internacional; absorveu a gestão operacional da Fronape (Frota Nacional de Petroleiros)
em l2 de janeiro de 2000 e a dos dutos e terminais em l2 de maio, arrendando não só as atividades
operacionais, mas toda a malha dutoviária, dotando-se de total liberdade para associar-se a outras
empresas, majoritária ou minoritariamente, constituir subsidiárias ou participar de empresas coligadas,
sempre que achar conveniente para seu desenvolvimento.
Sua atuação resume-se fundamentalmente no transporte e armazenamento de graneis,
petróleo, derivados e gás, por meio de dutos, terminais, embarcações próprias e de terceiros, bem
como a construção e operação de novos dutos, terminais ou embarcações.
5.1. Transporte de petróleo e derivados
O petróleo produzido nos poços precisa ser transportada até as refinarias, sendo este
transporte feito por oleodutos para poços em terra, e por oleodutos ou navios para poços localizados
no mar.
Uma vez refinado e obtendo-se os derivados, estes precisam chegar ao mercado consumidor,
o que é feito através da distribuição.
5.1.1. Transporte por oleodutos
Oleoduto ou, simplesmente duto, é o nome genérico dado às tubulações utilizadas para
transportar grandes quantidades de petróleo e derivados. Consiste no meio mais econômico e seguro
de movimentação de cargas líquidas derivadas de petróleo, através de um sistema que interliga as
fontes
produtoras,
refinarias,
terminais
de
armazenagem, bases
distribuidoras e
centros
consumidores.
Os primeiros oleodutos surgiram nos Estados Unidos, há mais de 100 anos, quase ao mesmo
tempo que a indústria do petróleo.
A princípio, os oleodutos, ou pipe-lines, eram reservados ao transporte do petróleo cru, desde
o poço até a refinaria ou até o porto de embarque. Posteriormente, tal sistema foi aplicado aos
produtos refinados (gasolina, óleo combustível).
Algumas tubulações são mistas. Neste caso, insere-se no conduto um dispositivo destinado a
impedir que os produtos se misturem. Os condutos são constituídos de tubos de aço devidamente
soldados e dispostos em montagens na superfície do solo, em trajetos subterrâneos ou, ainda,
instalados sob a água no fundo do mar. A Figura 5.1 ilustra um oleoduto.
O sistema de condução do petróleo é realizada por meio das estações de bombeamento.
68
Figura 5.1 – Oleodutos
Os gasodutos transportam gases sob pressão. Seu princípio é igual ao dos oleodutos, porém
a manutenção da pressão interna efetua-se por meio de estações de compressão, instaladas a cada
300 km aproximadamente. A distância entre as estações deve ser bastante regular, porque o gás é
mais compressível que o petróleo e sua pressão diminui rapidamente com a distância.
A vedação da rede é continuamente vigiada por um controle radiográfico das soldaduras e por
inspeções aéreas (como os gasodutos enterrados estão sistematicamente cobertos por vegetação,
qualquer alteração nesta revela um escapamento).
A análise dos custos de transporte pelo modal dutoviário indica expressiva vantagem
econômica, permitindo-se a redução de custos com fretes que influenciam os preços finais dos
derivados, diminuição do tráfego de caminhões e vagões-tanque e o aumento da segurança nas
estradas e vias urbanas.
5.1.2. Transporte hidroviário
Compreende os transportes que utilizam o meio aquático, quer seja marítimo ou fluvial.
Diversos são também os tipos de embarcação. O tipo da carga, o percurso, as condições do
porto de origem e destino e outros aspectos irão influenciar a escolha do tipo apropriado da
embarcação. As Figuras 5.2 e 5.3 mostram navios petroleiros.
O transporte de cabotagem é o realizado pelas embarcações ao longo da faixa costeira.
Representa o que há de mais importante no que concerne à movimentação de cargas pelo modal
hidroviário.
É comum para o transporte de petróleo e derivados a utilização de navios de grande
capacidade, de 35 mil, 45 mil, 60 mil e 90 mil t.
Não obstante a supremacia do modal rodoviário, a navegação de cabotagem ocupa seu lugar
de importância, e vem apresentando sinais de avanço, desde o início dos anos 90, época da abertura
comercial do país.
69
Figura 5.2 – Navio petroleiro Jahre Vicking
Figura 5.3 – Navio petroleiro Irati
Como todos os outros modais, vale aqui ressaltar que a vantagem auferida por este meio
dependerá do caso concreto, em análise do custo/benefício. Mesmo permitindo movimentar grandes
quantidades de derivados em uma única operação, o que faz com que o custo do metro cúbico
transportado seja bem inferior ao dos modais rodoviário e ferroviário, os altos custos portuários
impedem que o frete seja competitivo para pequenos lotes.
Leve-se também em consideração que atualmente o número de navios vem se tornando
insuficiente, reduzindo a flexibilidade logística e causando congestionamentos portuários que podem
causar sobre-estadias elevadas (até US$ 15 mil por dia).
5.1.3. Transporte rodoviário
O transporte de cargas, de um modo geral, no Brasil, é feito preponderantemente pelo meio
rodoviário. Em algumas regiões o índice de utilização ultrapassa 90%.
Isso se explica porque, desde o início, o país investiu na construção de estradas para
interligar as unidades federativas, bem como para escoar a produção agroindustrial. Desta forma, o
transporte rodoviário foi privilegiado, enquanto os demais modais foram relegados a segundo plano.
A produção de diesel nas refinarias era fundamentalmente para suprir a gigantesca frota de
caminhões e ônibus, criando o cenário de dependência a este modal como se observa atualmente.
O transporte de derivados de petróleo por este modal é feito em caminhões-tanque. Alguns
apresentam apenas um único tanque, outros já apresentam tanques segmentados, possibilitando o
transporte de mais de um tipo de produto. As capacidades dos tanques também variam, e são
estabelecidas por ocasião da aferição pelo INMETRO.
Os derivados oriundos de uma refinaria normalmente são enviados para as distribuidoras
através de oleodutos e armazenados em tanques. Posteriormente, a distribuidora atenderá a seus
clientes (postos) nas quantidades necessárias através dos caminhões-tanque, como ilustrado na
Figura 5.4.
70
Figura 5.4 – Distribuição por modal rodoviário
5.1.4. Transporte ferroviário
O transporte de derivados pelo modal ferroviário é bastante empregado em países cuja infraestrutura de transportes privilegia a intermodalidade.
O modal ferroviário representa uma alternativa económica para o deslocamento de grandes
volumes de álcool e derivados de petróleo, visto que, em média, os vagões possuem capacidade para
60 m3 de produto. No entanto, a velocidade do deslocamento das composições tem de ser levada em
consideração na análise custo/benefício.
Nos locais onde seja possível a integração com este tipo de modal, a análise do
custo/benefício tem se revelado vantajosa, quando bem planejada, exatamente pela possibilidade de
se transportar grandes quantidades.
Infelizmente
no
Brasil
não
se
investiu
muito
na
malha
ferroviária.
Utilizamos
preponderantemente o modal rodoviário, congestionando a cada dia mais nossas estradas; tal fato
impossibilita o acesso a muitas regiões, sobretudo as mais distantes, pelo meio ferroviário.
O resultado do abandono foi praticamente a total deterioração do sistema, o que levou à
privatização do setor no final de 1995.
Os combustíveis líquidos derivados de petróleo, bem como o álcool, são transportados em
vagões-tanque de aço (Figura 5.5), cuja capacidade é, em média, 60 m3.
Tais vagões também sofrem aferição pelo órgão metrológico oficial (INMETRO), que
estabelece sua arqueação, do mesmo modo que nos tanques verticais de armazenamento de
grandes volumes. Assim, também o vagão apresenta sua tabela volumétrica, que estabelece o
volume em função da altura.
71
Figura 5.5 – Vagão ferroviário
5.2. Armazenamento de petróleo e derivados
Nas bases os derivados são armazenados em tanques apropriados, de acordo com suas
características.
5.2.1. Tanques atmosféricos
São equipamentos destinados ao armazenamento de combustíveis líquidos e gasosos, sendo
construídos em dimensões e formas variadas, dependendo do tipo de produto e da quantidade a ser
estocada. Um exemplo é mostrado na Figura 5.6.
Figura 5.6 – Tanque atmosférico
O material mais empregado na fabricação dos tanques é o aço carbono, sendo raro o
emprego de outros materiais, a não ser em tanques de pequeno porte, utilizando-se alumínio ou aço
inoxidável.
Tendo em vista a corrosão atmosférica, costuma-se revesti-los com películas protetoras,
como zarcão, tintas especiais, galvanização com zinco, etc., e internamente com tinta de silicato
inorgânico de zinco ou outros materiais específicos.
72
A construção de um tanque de armazenamento representa um elevado investimento de
capital, devendo, portanto, seguir rígidos padrões de segurança, afinal armazenam muitas vezes
produtos perigosos e/ou com alto valor comercial. Normalmente são construídos no próprio canteiro
de obras por profissionais qualificados para a realização dos processos de soldagem, radiografia,
montagem etc., sendo submetidos a rigorosos ensaios não destrutivos, tais como ultra-som, partículas
magnéticas e gamagrafia, no intuito de assegurar a máxima segurança operacional quando for
colocado em uso.
5.2.2. Armazenamento sob pressão
Alguns hidrocarbonetos não são líquidos à pressão atmosférica e necessitam ser
armazenados a pressões superiores, para continuarem líquidos. Neste caso, os produtos são
armazenados em vasos de pressão, que podem ser de 2 tipos:
• Cilíndricos: são cilindros com calotas de vários formatos: elipsoidal, hemisférico, cônico, torocônico
e torosférico. Normalmente são usados para volumes relativamente pequenos (100 a 200 m3).
• Esféricos: são usados para volumes maiores (2.000 a 3.000 m3).
A Figura 5.7 apresenta um vaso de pressão esférico.
Há também as instalações refrigeradas, onde o próprio produto é usado na refrigeração.
Neste caso, a pressão de armazenamento é baixa, com economia no material do reservatório
(todavia, o custo operacional é maior).
Figura 5.7 – Vaso de pressão esférico
Deve-se notar que estes tanques de armazenamento sob pressão não devem ficar
completamente cheios com o produto, pois com a expansão causada pelo aumento da temperatura,
teremos grande aumento de pressão no vaso, abrindo-se a válvula de segurança ou rompendo-se o
vaso, no caso de haver falha na válvula.
Relativamente às operações nestes tanques, só diferem dos demais no que tange à pressão,
73
que deve ser controlada com bastante atenção, não devendo nunca alcançar a abertura das válvulas
de segurança, devendo ser mantida sempre abaixo desse limite.
Quando a pressão do tanque começar a subir muito, o mesmo deverá ser despressurizado
(para outro tanque de pressão mais baixa, para a tocha, ou mesmo, em último caso, para a
atmosfera) ou resfriado.
5.2.3. Bacias de contenção
Os tanques de armazenamento devem estar contidos dentro de uma bacia de contenção que
possa conter eventuais derrames em caso de sinistros. A NBR 7505, que regulamenta a
armazenagem de produtos, prevê a sua necessidade, bem como estabelece os critérios para sua
construção, principalmente no que tange à sua capacidade.
Diz a norma que uma bacia de contenção deve conter o volume equivalente ao seu maior
tanque, mais 10% do somatório de todos os demais.
Ressalte-se que, em atendimento às normas hoje vigentes, deverão as bacias ser
impermeabilizadas, de modo a não permitir a contaminação do solo e de possíveis lençóis freáticos
existentes na região.
5.2.4. Classificação na área
De acordo com as finalidades a que se destinam podem se classificar os tanques de várias
formas:
• Tanques de armazenamento – onde são estocados os derivados (gasolina, querosene, diesel, GLP,
etc.) e produtos de alimentação para unidades de processo, quando for o caso.
• Tanques de recebimento – onde os produtos saídos de uma unidade são armazenados, podendo
ser enviados para outra unidade ou para armazenamento final, se estiverem dentro das
especificações.
• Tanques de resíduo – onde os produtos fora de especificação, ou provenientes de operação
indevida são armazenados, aguardando reprocessamento.
• Tanques de mistura – onde são feitas misturas de produtos ou são adicionados aditivos, para
depois serem enviados para armazenamento final, quando dentro das especificações.
Relativamente à posição, podem ser verticais (grande porte e capacidade volumétrica) ou
horizontais (baixa capacidade volumétrica, armazena normalmente produtos especiais, solventes,
etc.).
É mais comum a classificação quanto aos tipos de tanque levando-se em consideração o teto.
De acordo com o produto será utilizado o tipo de tanque mais adequado, sendo que os de aplicação
mais comum são os verticais de teto fixo (cônicos, curvos, esferoidal, etc., com ou sem selo flutuante),
74
e os de teto flutuante. Produtos não voláteis, como diesel, óleo combustível e lubrificantes, são
armazenados em tanques de teto fixo, sem necessidade do selo flutuante; já os produtos mais
voláteis, tais como gasolina e nafta, reduzem as perdas por evaporação com a utilização do selo
flutuante, que consiste num selo muito fino, de material especial (espuma de uretano, neoprene) que
não produza faísca por ocasião de atrito, de tal forma que, flutuando sobre o produto, praticamente
elimina o contato da superfície líquida com o oxigênio, o que contribui para a segurança do
armazenamento.
Há também os tanques de teto móvel, muito semelhantes aos de teto flutuante, residindo a
diferença numa câmara de vapor, cuja pressão faz com que o teto se desloque no sentido vertical,
orientado por guias. Sua utilização é mais freqüente para o armazenamento de gás de rua, propano e
amônia.
Já para armazenar gás processado, podem ser utilizados tanques com teto móvel, cujo
funcionamento estrutural é telescópico; à medida que o produto vai entrando no tanque, o teto vai
subindo, e um sistema de encaixe faz as paredes da estrutura acompanharem o movimento.
A Figura 5.8 ilustra uma base de armazenamento.
Figura 5.8 – Base de armazenamento
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BIBLIOGRAFIA
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Interciência: 2004.
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