Qualificação do Petróleo. Iara Santos

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Qualificação do Petróleo

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• Intrínsecos ao petróleo:

• Quanto ao seu

transporte e armazenamento

: avaliar características de

escoamento, acidez e estabilidade a estocagem;

• _{Quanto ao seu}

_{processamento}

_{: avaliando os quanto aos contaminantes que}

interferem negativamente nos processos de refino.

• Qualitativos:

• _Indicam a

_{adequação do petróleo à produção dos diversos derivados}

_, com

base na sua composição em termos de HC. Ex: alto teor de saturadosà

adequação a produção de D e Qav

• Quantitativos:

• De acordo com o

rendimento dos derivados

a serem produzidos, e

considerando-se as unidades disponíveis no esquema de refino.

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Avaliação do petróleo

• Características físicas

-> indicativo do

potencial de produção

dos

derivados pretendidos e das possíveis

dificuldades de transporte,

armazenamento e refino.

• Caraterísticas químicas->

composição do petróleo

, em HC, teores de

heteroátomos e contaminantes inorgânicos.

• Destilação do petróleo em lab : separação em frações , de acordo com

o Peb, buscando se compor as chamadas frações básicas de refino Ex:

nafta, Q, GO e resíduos, de forma a:

• _{Quantificar a}

_{produção dos derivados}

_{, de acordo com}

_{faixa de ebulição}

_;

• _{Caracterizar as frações básicas pela determinação das ppdades físicas e}

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Propriedades físicas

• Densidade:

indicativo do potencial de produção de frações de alto valor agregado ( densímetro API e o

densímetro digital).

• Densidade

: relação entre a massa específica a uma dada temperatura e a massa específica de um padrão a

uma temperatura de referência, por exemplo , a água a 4 ºC ou a 15,6 ºC.

• Equação

:É uma forma de expressar a densidade do petróleo, através de um índice adimensional. Excelente

indicador de frações leves do petróleo. Não existe uma classificação geral adotada.

• Quanto

maior for a densidade do petróleo

,

menor será o seu grau A

PI, ou mais pesado será o petróleo.

• Grau API = (141,5/ dr(15,6/15,6)) - 131,5 sendo

dr- densidade relativa amostra a 15,6ºC/ água a 15,6ºC

Classificação

• Petróleos extraleve à API > 40

• Petróleos leve à40>API >33

• Petróleos médio à 33>API> 27

• Petróleos pesado à27> API>19

• Petróleos extrapesadoà 19>API>15

• Petróleos asfáltico àAPI <15

• https://www.youtube.com/watch?v=PUzk4aTi53g&feature=youtu.be

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PVR_ Pressão de vapor Reid

• Método ASTM D 323 -> pressão resultante da formação de duas

fases, vapor e líquido em equilíbrio, pelo aquecimento da substância

a T= 37,8ºC.

• A PVR indica a presença relativa das frações leves, relacionadas à

evaporação ( emissão HC para atm) e à segurança no manuseio e

estocagem do produto.

• Figura 2.12 PV Reid de alguns petróleos

• Ex: urucu – extra leve pv reid 75 kPa.

• Coral 51 kPa

• RGN 30 kPa

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Ponto de fluidez ( C)

• Método ASTM D 5950

• Menor temperatura na qual uma substância ainda flui

quando sujeito a

resfriamento sob condições determinadas de teste;

• Indicativo de

parafinicidade

do petróleo ou fração, pois maiores teores de

HC parafínicos conduzem a

maiores ponto de fluidez

;

• Importante pois são definidas as condições de temperatura necessárias

para a transferência em oleodutos e a estocagem do petróleo.

• APF (alto ponto de fluidez) : petróleo com Ponto de fluidez superior à temp.

ambiente.

• BPF(baixo ponto de fluidez): petróleo com Ponto de fluidez inferior à temp. amb.

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Significance and Use

5.1 The pour point of a petroleum product is an index of the lowest temperature of its utility for certain applications. Flow characteristics, like pour point, can be critical for the correct operation of lubricating oil systems, fuel systems, and pipeline operations.

5.2 Petroleum blending operations require precise measurement of the pour point.

5.3 This test method can determine the pour point of the testspecimen with a resolution of 1.0 °C. 5.4 Test results from this test method can be determined ateither 1 °C or 3 °C intervals.

5.5 This test method yields a pour point in a format similar to Test Method D97/IP15 when the 3 °C interval results are reported.

Note 3—Since some users may wish to report their results in a format similar to Test Method D97 (in 3 °C intervals) the precisions were derived for the temperatures rounded to the 3 °C intervals. For statements on bias relative to Test Method D97, see 13.3.

5.6 This test method has better repeatability and reproducibility relative to Test Method D97/IP15 as measured in the 1998 interlaboratory test program. (See Section 13.) 1. Scope

1.1 This test method covers the determination of pour point of petroleum products by an automatic instrument that tilts the test jar during cooling and detects movement of the surface of the test specimen with an optical device.

1.2 This test method is designed to cover the range of temperatures from −66 °C to +51 °C; however, the range of temperatures included in the 1992 interlaboratory test program only covered the temperature range from −39 °C to +6 °C, and the range of temperatures included in the 1998 interlaboratory test program was −51 °C to −11 °C. (See Section 13.)

1.3 Test results from this test method can be determined at 1 °C or 3 °C intervals. 1.4 This test method is not intended for use with crude oils.

Note 1—The applicability of this test method on residual fuel samples has not been verified. For further information on applicability, refer to 13.4. 1.5 The values stated in SI units are to be regarded as standard. No other units of measurement are included in this standard.

1.6 This standard does not purport to address all of the safety concerns, if any, associated with its use. It is the responsibility of the user of this standard to establish appropriate safety and health practices and determine the applicability of regulatory limitations prior to use.

2. Referenced Documents (purchase separately) ASTM Standards

D97Test Method for Pour Point of Petroleum Products

D4057Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products

D4177Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products

D6708Practice for Statistical Assessment and Improvement of Expected Agreement Between Two Test Methods that Purport to Measure the Same Property of a Material Energy Institute Standard

IP 15 Test Method for Pour Point of Petroleum Products

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Viscosidade cinemática

• Definição: Resistência ao escoamento de uma substância;

• Relacionado com o transporte do petróleo.

• Utilizado nos cálculos de engenharia;

• ASTM D 445 ( viscosidade a 40 C, mm2/s)

http://www.engquimicasantossp.com.br/2015/04/viscosidade-dinamica-e-cinematica.html

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Caracterização química

• Determinação HC saturados e aromáticos, resinas e asfaltenos ( SARA)

e dos heteroátomos presentes (S, N, metais) e teor de água e sais.

• Determinação cromatográfica ( SARA) – ASTM D 6560-> define a

adequação do petróleo a produção de combustíveis líquidos de

acordo com a demanda de mercado e ao esquema de refino. ( figura

2.14)

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Composição de diversos petróleos pelo método

SARA (% massa versus tipos de petroleo)

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Teor de enxofre e nitrogênio

• ASTM D 4294 e D 4629

• Alto (ATE) e baixo teor S (BTE) ( limite 1%m/m)

• Para o N-> não existe limite ( altos teores N > 0,25% m)

• Figura 2.15 e 2.16

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Índice de acidez total (IAT)

• Definição: quantidade KOH necessária para neutralizar os compostos

ácidos presentes ( ASTM D664 ) e expresso em mg de KOH por 0,001

Kg de petróleo.

• Acidez total-> ácidos carboxílicos ( ácidos naftênicos) e os fenóis e

derivados.

• Possibilidade de ocorrer corrosão em equipamentos que estejam em

T= 220-440ºC .

• Uso de aço AISI 316 ou mistura petróleo para obter IAT< 500 mg

KOH/0,001 Kg de petróleo. ( Figura 2.17)

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Teor de água e sais ( BS & W-basic sediments

and water)

• ASTM D 96 (determinação de água emulsionada no petróleo)

• Valor limite BS &W < 1% v à para envio as refinarias;

• Sais presentes: íons CO3 , SO4, NaCl, KCl, MgCl2 àCorrosão (íons Cl-)

e incrustações ( CO3= e SO4=).

• Tendência : usar métodos que meçam a condutividade elétrica dos

sais ( contabiliza todos os sais presentes).

• A salinidade presente no petróleo pode variar muito pois a água

emulsionada ( salinidade ) depende da rocha reservatório.

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Curva PEV ( ponto de ebulição verdadeiro)

• Petróleo: G, L e sólidos se estivessem isolados. Os gases estão solubilizados no meio L e os

constituintes sólidos se mantem estáveis na forma de uma dispersão ( mistura homogênea).

• A mistura pode ser desestabilizada por aquecimento levando a vaporização das frações leves

e/ ou pptação frações pesadas ( asfaltenos).

• Curva PEV-> determinação do rendimento dos derivados do petróleo.

• Procedimento: aquecimento paulatino sendo vaporizado no topo da coluna os componentes

com Ponto ebulição igual ou menor do que a temperatura neste ponto.

• Etapas: desbutanização do petróleo ( C1 a C4) – condensador em -20ºC recolhido em gelo seco ->

pesagem e cromatografia.

• Destilação atmosférica ( ASTM D 2892) com as frações destiladas recolhidas em volumes definidos de

acordo com o tipo de petróleo e com o nível de detalhe para análise ( Temp. máxima 220ºC).

• Destilação subatmosféricas : O resíduo da etapa anterior novamente aquecido até 220ºC

• Limite 220 ºC -> evita o craquemanto térmico e o emprego pressão subatomicas-> vaporização máxima

dos componentes ainda presente para facilitar o fracionamento. Ao final temp. subatomicas são

convertidas em temp. equivalentes a pressão atm ( cálculos) . Geração da Curva PEV ( temperatura x %