Trabalho sobre a Produção de Petróleo e Derivados para a disciplina de Química Geral II.

CENTRO UNIVERSITÁRIO PADRE ANCHIETA FACULDADE DE ENGENHARIA QUÍMICA Trabalho sobre a Produção de Petróleo e Derivados para a disciplina de Química Geral II. Asafe Reis de Souza RA 1104041 Rogério Silva de Oliveira RA 1103139 Turma: 2º B Jundiaí 2011

Sumario Página 1. Introdução 2 2. Características relevantes da indústria / Área em estudo 5 3. Descrição geral do processo de produção 8 4. Detalhamento dos principais equipamentos no processo 14 5. Análises químicas e/ou físicas para o controle de matérias primas e produtos acabados 21 6. Fluxograma do processo 25 7. Referências Bibliográficas 28 1

1 - Introdução O petróleo é um óleo inflamável, formado a partir da decomposição, durante milhões de anos, de matéria orgânica como plantas, animais marinhos e vegetação típica das regiões alagadiças e é encontrado apenas em terreno sedimentar. A base de sua composição é o hidrocarboneto, substância composta por carbono e hidrogênio, à qual podem se juntar átomos de oxigênio, nitrogênio e enxofre, além de íons metálicos, principalmente de níquel e vanádio. A busca econômica pelo petróleo teve início no começo do século XIX, ao ser utilizado como fonte de energia, substituindo o gás proveniente da destilação do carvão vegetal, para a iluminação pública, o chamado petróleo iluminante. Esta função perdurou apenas até as décadas de 1870 e1880, quando Thomas Edison conseguiu sistematizar e desenvolver o conhecimento em energia elétrica, substituindo qualquer outra fonte de iluminação. Logo, o interesse comercial pelo petróleo reduziu drasticamente, voltando apenas no final do século XIX, principalmente no século XX, a partir da invenção dos motores a gasolina e a diesel. Desde então, o insumo passou a ter justificativas comerciais para ser explorado (Debeir, 1993). Este novo emprego do petróleo fez surgir, além de uma das mais ricas indústrias do planeta, uma nova e importante metodologia de crescimento, o uso da ciência nas atividades fabris. A indústria do petróleo, conjuntamente com a indústria química, serão as pioneiras a utilizar a ciência, através de programas de P&D, como instrumento de crescimento econômico. A partir de então, o emprego de P&D nas mais diversas indústrias, tem sido uma ocorrência bastante ostensiva, devido sua essencialidade no desenvolvimento dos novos produtos e processos tecnológicos das organizações. Muitos autores irão ressaltar a essencialidade desta temática como fizeram Freeman e Soete (1997) ao conceber os programas de P&D tecnológico, como o elemento central de uma estratégia, que permite e facilita o avanço da instituição até uma posição de liderança do mercado. O país que liderou o processo de aprendizagem científica na indústria do petróleo foi os EUA (Freeman e Soete, 1997). Muitos dos fundamentos científicos globais necessários para o uso e exploração do petróleo, decorreram dos esforços dos cientistas atuantes neste país. Portanto, nem todo este avanço foi suficiente para viabilizar a produção de petróleo no Brasil. Isto porque, o Brasil iria descobrir anos 2

mais tarde, no final da década de 1960, que a maior parte das reservas petrolíferas estaria localizada no mar, e não em terra, como era comum nos demais países. Em função desta realidade, os EUA desenvolveram um desempenho tecnológico, acerca da extração do mineral, quase que totalmente para bacias territoriais, a chamada tecnologia onshore ou in land. E o pouco do conhecimento tecnológico de exploração de petróleo em alto mar da época, também não condizia com a realidade brasileira, visto que a profundidade média dos poços brasileiros era muito superior à dos norte-americanos. Diante de tal impasse tecnológico, as autoridades brasileiras tiveram de decidir entre produzir uma tecnologia condizente com a realidade local; adquirir tal tecnologia via contrato com instituições internacionais; ou então importar o mineral. Talvez influenciados pela consciência nacionalista militar, frente a importância estratégica dos recursos naturais do país, a decisão foi produzir localmente um sistema de inovações que permitisse a exploração do petróleo em alto mar, tecnologia conhecida como offshore. Seja qual foi a motivação desta decisão, a Petrobras por intermédio de seu Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas PROCAP criado em 1986, tem explorado um caminho de inúmeras descobertas, a qual conquistou o título de líder internacional em tecnologia de exploração de petróleo em águas profundas. A indústria offshore mundial lançou suas raízes em meados dos anos 1930 e 1950 na Venezuela e Golfo do México, respectivamente. A partir de então, a exploração começou a se expandir para o Mar do Norte e formou o primeiro pull de empresas neste ramo, entre elas a Shell, Exxon, Texaco e AGIP (Furtado, 1996). No Brasil, já no final de 1950, devido às análises geográficas, havia o conhecimento de que o país possuía reservas de petróleo em profundidade marítima, ainda ser uma definição precisa dos locais. A confirmação ocorreu pela descoberta do primeiro poço offshore em 1968, no Campo de Guaricema (SE), e a primeira perfuração, também em 1968, na Bacia de Campos, no campo de Garoupa (RJ). O ano seguinte, também foi marcado por mais descobertas, com o Campo de São Mateus (ES), e posteriormente no campo de Ubarana (ES), ambos na bacia de Potiguar. A partir destas primeiras descobertas, a Petrobras deu início a uma série de outras. Entretanto, tais descobrimentos não surtiram maior efeito, pelo fato das tecnologias existentes não serem condizentes com a realidade brasileira (História, 2005). 3

Para a exploração marinha, de maneira geral, pode-se sintetizar todo o processo em três conjuntos tecnológicos distintos, que por sua vez, são os objetos de pesquisa das companhias offshore: as plataformas, o sistema de perfuração e o mecanismo de transmissão do petróleo da profundeza para a plataforma. A tecnologia de construção de plataformas, desenvolveu um trajetória que possibilitasse a sustentação fixa, a partir de estruturas que chegam até o subsolo marinho. Talvez o tipo mais comum dentre as plataformas com sustentação fixa, seja a Tension Leg Platform (TLP), pela ideia que uma perna possibilite um equilíbrio seguro. Para que o Brasil pudesse entrar nesta segmentação da indústria do petróleo, por ter uma profundidade média de seus poços superior aos 1.000 metros, a necessidade de desenvolver novas tecnologias era a única opção. Logo a Petrobras iniciou uma trajetória tecnológica original, através da proposta do sistema de produção flutuante. Diante da ausência do conhecimento científico necessário para tal empreendimento, o país teve de suprir tal espaço na experiência internacional, onde mesmo que de maneira ainda embrionária, já existia um conhecimento em tecnologia offshore. Portanto, a companhia teve de utilizar tecnologia importada, que era adaptada às condições locais de produção, através de um processo de inovações incrementais. Deste esforço a empresa conseguiu obter seu primeiro hardware, uma sonda submersível. Depois disto, a companhia estabeleceu uma aliança com os estaleiros navais nacionais, para concretizar, já em meados dos anos 1980, o primeiro hardware genuinamente brasileiro em tecnologia offshore,que foi a reconversão das sondas, para pequenas plataformas de produção. Para melhor desenvolver as tecnologias de exploração de petróleo em grandes profundidades, e poder livrar-se da limitação externa, a Petrobras criou um programa de investimento em pesquisa e desenvolvimento, isolado das demais atividades do grupo. Este programa ficou conhecido como PROCAP Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas que devido à perspectiva da empresa em relação aos prováveis resultados positivos derivados da exploração das grandes jazidas de petróleo em profundidades marinhas, levou a companhia a investir 1% do seu faturamento no PROCAP, tornando-se um dos maiores programas tecnológicos da história do país (Bruni, 2002). Este dispêndio tem sido compensador para a Petrobras, pois segundo Carlos Tadeu da Costa Fraga, 4

gerente-executivo do Cenpes, o retorno do investimento foi de US$ 4,3 para cada dólar gasto no início do PROCAP, e que em 2004, o retorno já havia aumentado para US$ 8,2 (desafio, 2005). 2. Características relevantes da indústria / Área em estudo No primeiro semestre de 2008, a Petróleo Brasileiro S/A, controlada pelo Governo Federal, anunciou a descoberta de um campo de petróleo na camada pré-sal (abaixo da camada de sal) na Bacia de Santos, litoral brasileiro. O campo de Júpiter foi a segunda grande descoberta anunciada pela empresa e a estimativa de suas reservas ainda está em fase de cálculo. A primeira foi o Poço de Tupi, também na Bacia de Santos, com reservas estimadas entre 5 e 8 bilhões de barris. A expectativa é de que todo o pré-sal tenha mais de 30 bilhões de barris. Logo, a descoberta provocou forte impacto positivo na opinião pública, pois tem potencial para fazer com que o país aumente significativamente o volume de suas reservas, de 12,6 bilhões de barris. Além disso, as descobertas na camada pré-sal da Bacia de Santos colocam o Brasil, que durante anos buscou a autossuficiência no recurso, no mesmo nível dos grandes produtores mundiais. Tanto que o país foi convidado pelo Irã para integrar a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Descobertas como estas têm importância estratégica para qualquer país no mercado internacional. Isto porque o petróleo e seus derivados transformaram-se, ao longo do século XX, não só na principal fonte primária da matriz energética mundial, como mostra a figura 1 e 2 abaixo, mas também, em insumo para praticamente todos os setores industriais. Figura 1 Participação do petróleo na matriz energética mundial em 2006 Fonte: IEA, 2008 5

Figura 2 Participação do petróleo na matriz energética brasileira em 2005 Em relatório publicado em 2000, a IEA estimou que as reservas conhecidas seriam suficientes para o abastecimento mundial apenas por mais cerca de 40 anos, se mantidos o ritmo de produção e consumo da época: 74,916 milhões de barris por dia e 76,076 milhões de barris por dia, respectivamente. A alta e a volatilidade das cotações do petróleo que chegaram a superar US$ 124 por barril provocaram o arrefecimento na evolução do consumo a partir de 2006, como mostra a Tabela1 abaixo. Apesar de as cotações terem recuado bruscamente em 2008 de mais de US$ 140 para cerca US$ 70 por barril é possível que a tendência de contenção nos volumes absorvidos se acentue a partir de 2008, se a recessão mundial prevista de fato se configurar. Mesmo assim, as indefinições quanto à disponibilidade futura do petróleo continuam relevantes. 6

Tabela 1 Produção e consumo de petróleo de 1998 a 2007 Fonte: BP, 2008 O Brasil detinha o 15º lugar por produção, mas de acordo com as previsões com a descoberta do pré-sal, as jazidas brasileiras poderão superar 200 bilhões de barris, o que tornará o Brasil o dono da segunda maior reserva mundial, atrás somente da Arábia Saudita. A Agência Internacional de Energia, em seu relatório de 2010, já prevê que o Brasil se tornara o terceiro a crescer mais até 2035 e que neste ano será o sétimo maior produtor mundial de petróleo. Figura 3 - Dez maiores reservas de petróleo em 2007 7

3. Descrição geral do processo de produção A fase exploratória do campo petrolífero engloba as técnicas de desenvolvimento e produção da reserva comprovada de hidrocarbonetos de um campo petrolífero. A exploração corresponde a perfuração e posterior produção do reservatório a partir do poço perfurado. Figura 4 - Torre de Perfuração - responsável pela abertura do poço A fase de produção em poços terrestres (on-shore) pode ocorrer de três formas: a) Bombeamento Mecânico; (figura 5) b) Injeção de Gás; ( figura 6) c) Injeção de Água. ( figura 7) Figura 5 - Bombeamento Mecânico 8

Figura 6 - Injeção de Gás. Figura 7 - Injeção de Água. A seguir temos a produção em mar através de plataformas, denominada off-shore: Figura 8 e 9 Exploração off Shore. 9

Transporte Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente, próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é necessário o transporte da produção através de embarcações, caminhões, vagões, ou tubulações (oleodutos e gasodutos). Refino Consiste na etapa de processamento da mistura de hidrocarbonetos (óleo e gás), água e contaminantes proveniente da rocha reservatório a partir da perfuração do poço e sua posterior explotação. O processo de refino é importante porque é a partir dele que ocorrerá a obtenção dos mais diversos produtos utilizados nas mais variadas aplicações. São os chamados produtos derivados do petróleo (gasolina, GLP, querosene, etc). O processo de refino poderá ocorrer de duas maneiras: a) UPGN (Unidade de Processamento do Gás Natural): processo de refino cuja matéria prima é o gás úmido ou gás não associado. b) REFINARIA: as refinarias de petróleo constituem o mais importante exemplo de plantas contínuas de multiprodutos. Uma refinaria, em geral, processa um ou mais tipos de petróleo, produzindo uma série de produtos derivados, como o GLP (gás liquefeito de petróleo), a nafta, o querosene e o óleo diesel. Figura 10 Produtos finais de uma refinaria. 10

Distribuição Comercialização dos produtos finais com as distribuidoras, as quais serão responsáveis por oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor final. Figura 11 - Esquema da Indústria de Petróleo - do Poço ao Posto Para encontrar e dimensionar o volume de reservas existentes (medidas em quantidades de barris, que correspondem a 159 litros), são realizados estudos exploratórios, que utilizam tanto a geologia quanto a geofísica. Depois disso, vem a fase da perfuração, que tem início com a abertura de um poço mediante o uso de uma sonda para comprovar a existência do petróleo. Em caso positivo, outros poços são perfurados a fim de se avaliar a extensão da jazida. Esta última informação técnica, confrontada com dados de mercado tais como condições da oferta, do consumo e cotações presentes e previstas para o petróleo no mercado internacional determina se é comercialmente viável produzir o petróleo descoberto. De uma maneira muito simplificada, quanto maior a perspectiva de escassez, pressão do consumo e aumento das cotações, maiores os investimentos que podem ser aplicados na extração a primeira fase da cadeia produtiva do petróleo. Esta tecnologia sofisticada foi desenvolvida principalmente ao longo do século XX quando, em função da exploração crescente, as jazidas mais próximas do solo se 11

esgotaram. No final do século XIX, não era incomum o petróleo jorrar naturalmente, como ocorreu em algumas regiões do Estados Unidos. Dessa época, há histórias de fortunas feitas da noite para o dia por obra do acaso. É dessa época, também, que data a constituição das maiores companhias petrolíferas multinacionais hoje em operação. O petróleo cru não tem aplicação direta. A sua utilização exige o processo de refino, do qual se obtém os derivados que são distribuídos a um mercado consumidor pulverizado e diversificado. Assim, além da extração, a cadeia produtiva compreende mais três etapas: transporte do óleo cru (geralmente por oleodutos ou navios), refino e distribuição (entrega dos derivados ao consumidor final, geralmente por caminhões-tanques). Nas refinarias, o petróleo é colocado em ebulição para fracionamento de seus componentes e consequente obtenção de derivados. Os derivados mais conhecidos são: gás liquefeito (GLP, ou gás de cozinha), gasolina, nafta, óleo diesel, querosene de aviação e de iluminação, óleo combustível, asfalto, lubrificante, combustível marítimo, solventes, parafinas e coque de petróleo, como mostra a figura 12, abaixo. Para produção de energia elétrica, utiliza-se o óleo diesel e o óleo combustível e, em menor proporção, o óleo superviscoso. Figura 12 Derivados de petróleo após refino. Fonte: ANP, 2008 O tipo de derivado obtido depende da qualidade do petróleo: leve, médio ou pesado, de acordo com o tipo de solo do qual foi extraído e a composição química. O petróleo leve, como aquele produzido no Oriente Médio, dá origem a maior volume de gasolina, GLP e naftas. Por isso é, também, o mais valorizado no mercado. As densidades médias produzem principalmente óleo diesel e querosene. As mais 12

pesadas, características da Venezuela e Brasil, produzem mais óleos combustíveis e asfaltos. Em relação ao meio ambiente podemos ressaltar vários pontos negativos decorrentes ao uso desta fonte de energia embora inúmeros projetos estão sendo sintetizados em busca da maior preservação do ambiente, mas todos apresentam um auto custo relativo para a implantação. Em terra, a exploração, prospecção e produção podem provocar alterações e degradação do solo. No mar, além da interferência no ambiente, há a possibilidade da ocorrência de vazamentos do óleo, o que coloca em risco a fauna e a flora aquática. Por isso, a cadeia produtiva do petróleo tende a ser submetida a uma forte legislação ambiental. Na etapa de combustão dos derivados seja para a geração de energia elétrica, seja para utilização nos motores o maior fator de agressão é a emissão de gases poluentes, responsáveis pelo efeito estufa. Assim, desde a assinatura do Protocolo de Kyoto, nos anos 90, os grandes consumidores vêm sendo pressionados a reduzir a dependência do petróleo e, em consequência, o volume de emissões. No entanto, países como Estados Unidos, que assinaram o protocolo, mas não ratificaram, evitam se comprometer com metas mensuráveis. Atualmente, essas questões ambientais estão entre os principais limitadores da expansão de usinas termelétricas movidas a derivados de petróleo. De outro lado, se constituem no impulso para o desenvolvimento de mecanismos e tecnologias que atenuem ou compensem o volume de emissões. Um dos mecanismos em fase de consolidação mundial é o mercado de crédito de carbono (ou MDL, Mecanismo de Desenvolvimento Limpo) pelo qual o volume de emissões é compensado pela aquisição de títulos de projetos ambientais realizados por terceiros. Outro é o desenvolvimento de tecnologias específicas para redução das emissões. Neste caso, um dos mais modernos e principais sistemas é o de dessulfurização (eliminação do enxofre) de gases. No entanto, dado o elevado custo de sua implantação, ainda não é utilizado nos países que concentram 90% da capacidade mundial de produção de energia elétrica a partir de derivados, conforme registra o Plano Nacional de Energia 2030. Esses países são Japão, Estados Unidos, Itália, Reino Unido, França, Espanha, Canadá e Alemanha. 13

4 Detalhamento dos principais equipamentos no processo A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. As rochas são perfuradas pela ação rotativa de uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração. Os fragmentos de rocha são removidos pela ação de um fluído de perfuração ou lama injetados por bombeamento na coluna de perfuração. Ao atingir determinada profundidade a coluna de perfuração é retirada e é colocado uma coluna de revestimento em aço de diâmetro inferior ao da broca e ainda é executada a cimentação entre os anulares (uniões) dos tubos de revestimento garantindo a segurança. Após a coluna de perfuração é novamente descida ao poço com uma nova broca de menor diâmetro, assim sucessivamente até o final da perfuração. Equipamentos da Sonda de Perfuração Todos os equipamentos de uma sonda são agrupados nos chamados sistemas de uma sonda, descritos a seguir: Sistema de sustentação de cargas: É constituído por um mastro ou torre, da subestrutura e da base ou fundação. A carga corresponde ao peso da coluna de perfuração ou revestimento que está no poço. Sua função é a de sustentar e distribuir o peso igualmente até a fundação ou base da estrutura. 14

Sistema de geração e transmissão de energia: A energia necessária para o acionamento dos equipamentos de uma sonda é normalmente fornecido por motores a diesel. Em sondas marítimas é comum a utilização de turbinas a gás para geração de energia para toda a plataforma por ser mais econômico. Quando disponível a rede pública de energia pode ser vantajosa em virtude de um tempo de permanência da sonda elevado. Sistema de movimentação de cargas: O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de revestimento e outros equipamentos. É constituído por um guincho, bloco de coroamento, catarina, cabo de perfuração, gancho e elevador. Sistema de rotação: O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a livre rotação da coluna de perfuração. São eles: mesa rotativa, o kelly, e cabeça de circulação ou swivel. Nas sondas convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada na plataforma da sonda. A rotação é transmitida a um tubo de parede externa poligonal, o kelly, que fica enroscado no topo da coluna de perfuração. Nas sondas equipadas com top drive a rotação é transmitida diretamente ao topo da coluna de perfuração por um motor acoplado á catarina. Sistema de circulação: São equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluído de perfuração. O fluído é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, ao retornar a superfície, traz consigo os cascalhos cortados pela broca. Sistema de segurança do poço: É constituído dos equipamentos de segurança de cabeça de poço e equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço. O mais importante é o blowout preventer, que é o conjunto de válvulas que permite fechar o poço. Sistema de monitoração: São os equipamentos necessários ao controle da perfuração como manômetros, células de carga e equipamentos de registro. 15

COLUNAS DE PERFURAÇÃO Durante a perfuração é necessária a concentração de grande quantidade de energia na broca para cortar as diversas formações rochosas. Essa energia, em forma de rotação e peso aplicados sobre a broca, é transferida às rochas para promover sua ruptura e desagregação em pequenas lascas. Consta dos seguintes componentes: tubos pesados, comandos e tubos de perfuração. BROCAS As brocas são equipamentos que tem a função de promover a ruptura e desagregação das rochas ou formações. Podem ser: Sem partes móveis a inexistência de rolamentos diminui a possibilidade de falha dessas brocas. Com partes móveis podem ter de um a quatro cones, sendo as mais utilizadas as brocas tri cônicas pela sua eficiência e menor custo inicial. Possuem estrutura cortante e rolamentos. A maioria delas são revestidas de diamante natural, mas atualmente em casos especiais estão utilizando brocas de diamante sintético diminuído drasticamente o custo desta peça. FLUÍDOS DE PERFURAÇÃO São misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e por vezes até gases. Podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. Tem a função de limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados e transportá-los até a superfície, exercer pressão hidrostática sobre as formações, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca. Devem apresentar as seguintes características: - ser estável quimicamente; - estabilizar as paredes do poço,mecânica e quimicamente; - facilitar a separação dos cascalhos na superfície; - manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; - ser inerte a danos em relação as rochas produtoras; - aceitar qualquer tratamento físico ou químico; 16

Plataformas marítimas Classificação Para a exploração de petróleo no mar são utilizadas técnicas semelhantes s utilizadas em terra. As primeiras sondas marítimas eram as mesmas sonda usada em terra só que adaptadas a uma estrutura que permitisse perfurar em águas rasas. No entanto diante da necessidade de perfurar cada vez mais em águas profundas, novas técnicas foram surgindo orientado para sanar dessas necessidades. As plataformas podem ser classificadas de varias formas, como, por exemplo, pela finalidade (perfuração de poços, produção de poços, sinalização, armazenamento, alojamento etc.), pela mobilidade (fixas ou moveis), pelo tipo de ancoragem. Tipo de Plataformas As plataformas tem seu uso relacionado a alguns aspectos relevantes como a profundidade lamina d água, relevo do solo submarino, a finalidade do poço e a melhor relação custo/beneficio, como mostra a figura 13. Plataformas fixas São estruturas apoiadas no fundo do mar por meio de estacas cravados no solo com o objetivo de permanecerem no local de operação por longo período. Foram as primeiras a serem utilizada, tem como limitante a utilização até laminas d água até 300 metros. Devido ao custo elevado em virtude do projeto, montagem e instalação, sua utilização a restrita a campos onde a exploração comercial já foi comprovada. Plataformas submersíveis Neste tipo de plataforma a estrutura e todos os equipamentos estão sobre um flutuador, que se desloca com o auxilio de rebocadores. Sua aplicação é restrita a águas rasas e calmas, pois sua limitação é quanto a lamina d água, proporcional a altura do casco inferior, que é lastreado até se apoiar ao fundo do mar. 17

Plataformas auto-elevatórias Constitui-se de uma estrutura apoiada em uma balsa flutuadora com pernas extensíveis. Essas pernas são adicionadas de modo mecânico ou hidráulico, movimentando-se para baixo até atingir o fundo do mar, dando apoio a estrutura e permitindo que a balsa se auto-eleve a uma altura segura para operação. Sua aplicação é voltada para a perfuração de poços exploratórios, para onde se deslocam com propulsão própria ou transportadas por rebocadores, limitando-se a operações em lamina d água até 150 metros. Plataformas flutuantes (FPSO semi submersíveis) Esta classificação diz respeito aos navios sonda, e as plataformas semisubmersíveis. Os navios sonda (FPSO Floating, Production, Storage and Offloading) vêm apresentando vantagens logísticas nas operações e hoje, ao invés de serem adaptadas, são especialmente projetados para operações de perfuração. Possuem um sistema de ancoragem e um sistema de posicionamento dinâmico que lhe permitem manter a posição e desde modo não danificar equipamentos e prejudicar as operações, em função da ação de ventos, ondas e correntes marinhas. As plataformas semi-submersíveis são estruturas apoiadas por colunas sustentadas por flutuadores submersos, podendo ou não ter propulsão própria, sendo comumente usada na exploração de novos reservatórios. Plataformas Tension leg. Apresentam estrutura semelhante as semi-submersíveis, como a diferença de; que as colunas ficam ancoradas no fundo do mar. Empregadas no desenvolvimentos de campos devido a boa estabilidade auferida, o que permite operações similares as realizadas em plataformas fixas. 18

Figura 13 Principais tipos de plataformas. Compressores A indústria de petróleo gás confia nos nossos compressores para o manuseio de gases de hidrocarbonetos. Eles são utilizados para elevar a pressão do gás natural em plataformas offshore, ou em plantas de tratamento de gás, e para a recuperação dos compostos orgânicos voláteis (VOC). Muitas indústrias combinaram plantas térmicas e de geração de energia com base em turbinas a gás ou utilizam estas turbinas para unicamente gerar energia elétrica. Quando a pressão do gás combustível é baixa, os nossos compressores a elevam para a pressão de admissão requerida. Figura 14 Compressores parafusos compactos. parafusos Compressores semi-herméticos 19

Compressores parafusos semi-herméticos compactos Embora os compressores parafuso sejam mais usados na refrigeração industrial para a compressão de amônia e outros gases, atualmente para sistema de ar condicionado de plataformas e navios petrolíferos, eles ocupam lugar de destaque nas aplicações de resfriadores de líquido (chillers) desse segmento e também em outros equipamentos de refrigeração e ar condicionado de médio e grande porte que utilizam refrigerantes halogenados. Um compressor parafuso típico, selado com óleo, é uma máquina de deslocamento positivo que possui dois rotores acoplados, montados em mancais de rolamentos para fixar suas posições na câmara de trabalho numa tolerância estreita em relação à cavidade cilíndrica. O rotor macho tem um perfil convexo, ao contrário do rotor fêmeo, que possui um perfil côncavo. A forma básica dos rotores é semelhante a uma rosca sem-fim, com diferentes números de lóbulos nos rotores macho e fêmea. Compressores parafusos com tecnologia mais recente possuem a configuração 5/6. Os compressores parafusos semi-herméticos compactos são destinados à aplicação de chillers em plataforma petrolífera e possuem inúmeras vantagens, a saber: 1- Compressores compactos com grande faixa de capacidade, variando desde 35 a 320 hp (potência nominal), podendo trabalhar com o R-134a, R-407C e R-22; 2- Possuem separador de óleo agregado no corpo do compressor que garante uma separação eficiente do óleo/refrigerante; 3- Funcionamento silencioso com baixo nível de ruído e vibração devido à sua característica construtiva que emprega parede dupla no separador de óleo; 4- Motor elétrico de alto rendimento e grande reserva de capacidade que garante economia de energia; 5- Controle de capacidade realizado por uma válvula deslizante com 4 estágios definidos variando de 25-50-75-100% ou sistema progressivo de 25 a 100%; 20

5 Análises químicas e/ou físicas para o controle de matérias primas e produtos acabados Para que os derivados possam ser obtidos, é necessário o processamento do petróleo. A este processamento (em suas inúmeras atividades), chamamos: Refino. Uma refinaria possui uma combinação de processo de destilação e de transformação. Assim, o óleo cru estabilizado é primeiramente separado em sua frações constituintes através das destilações e, posteriormente, algumas faixas do corte na destilação têm a necessidade de sofrer um processo de transformação, com o objetivo de se reduzir maiores quantidades de produtos mais leves e mais nobres. Os processos de refino são classificados em: A) PROCESSOS DE SEPARAÇÃO Destilação Atmosférica e à Vácuo; Desasfaltação a Propano; Desaromatização a Furfural, Desparafinação a Solvente, Extração de Aromáticos, Adsorção de n-parafinas. B) PROCESSOS DE CONVERSÃO Viscorredução; Craqueamento Térmico; Coqueamento Retardado; Craqueamento Catalítico; Hidrocraqueamento; Reforma Catalítica; Isomerização e Alquilação Catalítica. C) PROCESSOS DE TRATAMENTO OU PROCESSOS DE ACABEMENTO Dessalgação Eletrostática; Tratamento Cáustico; Tratamento Merox; Tratamento Bender; Tratamento Dea/Mea; Hidrotratamento. 21

D) PROCESSOS AUXILIARES Geração de Hidrogênio; Recuperação de Enxofre; O petróleo bruto, ou cru, deve ser submetido à destilação para que tenha seu potencial energético efetivamente aproveitado. As unidades de destilação ou refinaria de petróleo são as instalações onde se separam as diversas frações que compõem o petróleo cru através da destilação, ou seja, nessas unidades as frações de petróleo são separadas em função da diferença em suas faixas de ponto de ebulição. Normalmente as refinarias contam com duas unidades de processo para efetuar a destilação do petróleo: Destilação Atmosférica e Destilação a Vácuo. Por ser um processo físico, não se espera que as propriedades físicas dos componentes sejam modificadas, pois o sistema deve ser operado de forma a não permitir a ocorrência de reações químicas. Porém, devido ás elevadas temperaturas de operação para a destilação das frações mais pesadas, o craqueamento térmico nem sempre poderá ser totalmente evitado. A destilação atmosférica é um processo físico de separação, baseado na diferença entre os pontos de ebulição dos compostos coexistentes numa mistura líquida. Como os pontos de ebulição dos hidrocarbonetos presentes na mistura do petróleo aumentam com seus pesos moleculares, ao se variarem as condições de aquecimento do petróleo, é possível vaporizar-se compostos leves, intermediários e pesados que, ao se condensarem, podem ser separados. Neste processo, ocorre, também, a formação de um resíduo bastante pesado que, nas condições de temperatura e pressão da destilação atmosférica, não se vaporiza. Por isso existe a necessidade de se submeter este resíduo a um outro processo de separação denominado de destilação a vácuo. O resíduo de vácuo, produzido na destilação atmosférica, é um corte de alto peso molecular e baixo valor comercial. Contudo, existem frações nele, como os gasóleos, de mais alto valor e que não podem ser vaporizadas na destilação atmosférica, pois o limite máximo de temperatura da destilação é inferior a seus pontos de ebulição. 22

Como a temperatura de ebulição varia diretamente com a pressão, ao se reduzir a pressão, reduz-se o ponto de ebulição. Então, trabalhando em pressões sub atmosféricas é possível retirar do resíduo atmosférico os gasóleos. Este processo se chama destilação a vácuo. Podemos concluir, que a Destilação do petróleo não pretende obter produtos puros e diferentes entre si. Os produtos da Unidade de Destilação são Frações, misturas ainda complexas de hidrocarbonetos e contaminantes, diferenciadas por suas faixas de ebulição. Devido à carga da U-CC possuir, em geral, alto teor de enxofre, os produtos por ela gerados possuem teores de enxofre acima do permitido pelas especificações de cada um deles. Por isso, com exceção do Óleo Decantado, todos os demais produtos da U-CC precisam passar por processos específicos de tratamentos, para redução do teor de contaminantes (em especial, de enxofre). Gás Combustível - vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S) e em seguida queimado em fornos e/ou caldeiras na própria refinaria; GLP - vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S), em seguida para a unidade de tratamento cáustico (para remover mercaptans) e, daí, para armazenamento em esfera; Nafta - vai para a unidade de tratamento cáustico (para remover H2S e mercaptans) e daí para armazenamento em tanque de nafta ou gasolina; Óleo Leve - vai para a unidade de HDT (Unidade de Hidrotratamento) e, daí, para armazenamento, como óleo Diesel; Óleo Decantado - embora também contenha enxofre em alto teor, não é tratado e, normalmente, é misturado ao resíduo de vácuo (da destilação), compondo o óleo combustível. O catalisador utilizado no craqueamento catalítico é o Fluid Catalytic Cracking (FCC). O FCC é composto basicamente de zeólita (poros pequenos e definidos) e matriz. 23

Separação dos produtos Após a separação dos gases craqueados e o catalisador, os primeiros são enviados para uma coluna de fracionamento onde, através da diferença de ponto de ebulição, são separados a nafta (gasolina) e o GLP. E) Tratamento dos produtos Após a separação, o GLP e a nafta, passam pela seção de tratamentos para que alguns compostos de enxofre sejam removidos, pois tais compostos são excessivamente tóxicos ou corrosivos. F) Envio para a tancagem Após a seção de tratamentos, os produtos são amostrados, analisados e enviados para os seus respectivos tanques. Craqueamento Térmico É o processo de conversão me moléculas grandes em moléculas pequenas através da aplicação de calor sobre a carga a ser transformada. Atualmente o craqueamento catalítico substitui o craqueamento térmico, devido ao seu alto grau de eficiência. Os tipos de craqueamento térmico que não foram substituídos pelo catalítico é o craqueamento retardado. Craqueamento Retardado No coqueamento retardado, a forma mais severa de craqueamento térmico, o resíduo de vácuo é transformado em produtos mais leves, que apresenta certo valor comercial. A alimentação, normalmente resíduo de destilação a vácuo, entra diretamente na torre fracionadora. O produto de fundo é aquecido em fornalha especial antes de alimentar as câmaras ou tambores de coqueamento (coking drums). O aquecimento no forno segue até uma temperatura de 482,20C, onde ocorre vaporização parcial e o craqueamento brando. A mistura líquido-vapor segue para os tambores de coque, onde sofre craqueamento e polimerização, tendo como produto final vapor e coque. Os produtos efluentes da torre são hidrocarbonetos leves na faixa de gás, GLP, gasolina e frações mais pesadas que não foram craqueadas. 24

6 Fluxograma do processo Figura 15 Esquema geral de uma refinaria. Figura 16 Curva de destilação do petróleo (Leffler, 1985 apud Szklo, 2005) 25

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7. Referências Bibliográficas Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) disponível em www.anp.gov.br Bell, M., Ross-Larson, B., & Westphal, L. E. (1984). Assessing the performance of infant industries. Journal of Development Economics, 16(1-2):101 128. available at Bruni, P. B. (2002). Petrobras: Estratégia e esforço tecnológico para alavancar competitividade, análise da conjuntura das indústrias do petróleo e do gás. disponível em: http://www.ie.ufrj.br/infopetro/pdfs/petrogas-mar2002.pdf. Acesso em 18 de agosto 2011. Centro (2005). Centro de pesquisa da petrobras: Linha do tempo. disponível em: http://www2.petrobras.com.br/tecnologia2/port/centro_pesquisasdapetrobraslinhatem po.asp. Acesso em 18 de agosto 2011. Cepetro (2005). Cepetro: Centro de estudos em petróleo. disponível em: Acesso em 13 maio 2005. Debeir, J.-C. e. a. (1993). A Expansão do Sistema energético capitalista, Uma história da energia. Ed. da UnB, Brasília. p. 169-206. desafio, O. (2005). O desafio dos óleos pesados. disponível em: <http: www.dep.fem.unicamp.br/boletim/be38/artigo.htm> Acesso em 10 de setembro de 2011. Dosi, G. (1982). Technological paradigms and technological trajectories : A suggested interpretation of the determinants and directions of technical change. Research Policy, 11(3):147 162.http://ideas.repec.org/a/eee/respol/v11y1982i3p147-162.html. Acesso em 10 de setembro de 2011. Dosi, G. (1988). Technical Change and Economic Theory, chapter The nature of the innovative process, pages 221 238. Pinter Publisher, Londres & Nova York. Exploração (2005). Exploração: Petrobrás confirma vestígios de petróleo na bacia de campos. Jornal Gazeta do Povo. p.24. Freeman, C. & Soete, L. (1997). The economics of industrial innovation, volume 3. MIT press edition, 3 edition. p.85-105; 265-285. Furtado, A. T. (1996). La trayectoria tecnológica de petrobrás en la producción costa afuera. Revista História (2005). História do petróleo no brasil. disponível em: < http:// www.conciencia.br/reportagens/petroleo> acesso em 16/08/11 28