Otimizando a recuperação de vapor de tanques de armazenamento

1º de fevereiro de 2022 | Por Yik Fu Lim, Dominic CY Foo e Mike Boon Lee Ooi

Hidrocarbonetos leves em tanques de armazenamento podem vaporizar e ser liberados na atmosfera, criando emissões prejudiciais. Uma unidade de recuperação de vapor otimizada pode reduzir essas emissões de forma eficaz e econômica

Nas indústrias química, de refino de petróleo e de gás natural, os recipientes de armazenamento são usados ​​para conter vários líquidos, como condensados, petróleo bruto e água produzida. O condensado e o petróleo bruto são geralmente mantidos em tanques de teto fixo e pressão atmosférica entre poços de produção e oleodutos ou transporte por caminhão. Em campos offshore, os navios de armazenamento geralmente contêm petróleo bruto e condensado produzido a partir de poços conectados ou de plataformas próximas [1].

Na maioria dos casos, os hidrocarbonetos leves, como o metano, os compostos orgânicos voláteis (COV), os líquidos de gás natural (LGN) e os poluentes atmosféricos perigosos (HAP), no petróleo bruto tendem a vaporizar e a acumular-se no espaço entre o telhado fixo e o líquido. nível do tanque [2]. As mudanças na temperatura ambiente provocam a flutuação do nível do líquido no tanque, levando ao escape de vapores para a atmosfera. Esses vapores escapados causam perdas de rendimento devido à redução no volume de hidrocarbonetos e alterações na medida de gravidade do petróleo do American Petroleum Institute (API). Além dos potenciais riscos de incêndio, também contribuem para a poluição ambiental, porque o metano (C1) e o dióxido de carbono (CO 2) são gases com efeito de estufa que contribuem para o aquecimento global [3].

Os gases flash podem ser queimados ou liberados diretamente para a atmosfera – o último resulta em um impacto nas emissões ambientais [4]. Portanto, uma opção comumente aceita para reduzir simultaneamente as emissões de hidrocarbonetos leves e obter economias econômicas significativas é instalar unidades de recuperação de vapor (VRUs) em navios de armazenamento. VRUs são sistemas relativamente simples que podem capturar aproximadamente 95% dos vapores leves de hidrocarbonetos para venda ou para uso no local – por exemplo, como combustível. Ref. 2 relataram a geração de economias com a recuperação de hidrocarbonetos leves, ao mesmo tempo em que reduziram o volume de HAPs e as emissões de metano.

Para este artigo foram realizadas simulação e otimização em um VRU para recuperação de hidrocarbonetos leves. Os parâmetros do processo que afetam a rentabilidade foram identificados e otimizados para alcançar maior rentabilidade do VRU.

Um modelo de simulação de caso base (Figura 1) foi desenvolvido utilizando o software comercial de simulação de processos Aspen Hysys v8.8, utilizando um pacote termodinâmico empregando a equação de estado de Peng-Robinson, que é frequentemente utilizada para avaliar sistemas de gás natural na indústria. A composição da corrente de alimentação é retirada de um estudo de caso da literatura relatado para uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) [5], conforme mostrado na Tabela 1.

Conforme mostrado na Figura 1, a alimentação de hidrocarbonetos leves (Corrente 1) que é ventilada ou queimada de um recipiente de armazenamento é alimentada em condições atmosféricas (1 atm e 40ºC) para um compressor de anel líquido. A alimentação é comprimida a uma pressão que corresponde à temperatura máxima (150ºC) na saída do compressor (para evitar danos ao compressor). Os gases comprimidos passam então por um resfriador de ar (com queda de pressão de 0,3 barg), onde o ar ambiente a 35ºC é utilizado para resfriamento. Em seguida, um purificador de sucção (um separador trifásico) é usado para separar a fase gasosa (Corrente 4) e a camada aquosa (Corrente 6) do produto (Corrente 5), que é a fase orgânica.

A fase orgânica separada no fluxo de produto é entregue em um recipiente para venda ou processamento posterior. A fase aquosa na Corrente 6, que consiste principalmente em água, é misturada com o gás expandido (Corrente 13) com uma pequena quantidade de hidrocarboneto antes de entrar no trocador de calor (HE) como meio de resfriamento. Ao sair do HE, esse fluxo é então queimado ou ventilado.

FIGURA 1. O modelo de simulação para este exercício de otimização foi desenvolvido utilizando o software Aspen HYSYS