Otimizando a recuperação de vapor dos tanques de armazenamento

Jan 01, 2024

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 liberar para a atmosfera, criando emissões nocivas. Uma unidade de recuperação de vapor otimizada pode reduzir essas emissões de forma eficaz e econômica

Nas indústrias de produtos químicos, refino de petróleo e gás natural, são utilizados vasos de armazenamento 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, hidrocarbonetos leves, como metano, compostos orgânicos voláteis (VOCs), líquidos de gás natural (NGLs) e poluentes atmosféricos perigosos (HAPs), no petróleo bruto tendem a vaporizar e se acumular no espaço entre o teto fixo e o líquido nível do tanque [2]. As mudanças de 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 receita devido à redução no volume de hidrocarbonetos e alterações na medida de gravidade do óleo do American Petroleum Institute (API). Além dos riscos potenciais de incêndio, eles também contribuem para a poluição ambiental, porque o metano (C1) e o dióxido de carbono (CO 2) são gases de efeito estufa que contribuem para o aquecimento global [3].

Os gases flash podem ser queimados ou ventilados diretamente para a atmosfera - o último resulta em um impacto de 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 embarcações de armazenamento. Os VRUs são sistemas relativamente simples que podem capturar aproximadamente 95% dos vapores de hidrocarbonetos leves para venda ou para uso no local - por exemplo, como combustível. Ref. 2 relatou a geração de economia com a recuperação de hidrocarbonetos leves, ao mesmo tempo em que reduz o volume de HAPs e as emissões de metano.

Para este artigo, foram realizadas simulação e otimização em um VRU para a recuperação de hidrocarbonetos leves. Os parâmetros do processo que afetam a lucratividade foram identificados e otimizados a fim de obter maior lucratividade para o VRU.

Um modelo de simulação de caso-base (Figura 1) foi desenvolvido usando o software comercial de simulação de processo Aspen Hysys v8.8, usando um pacote termodinâmico empregando a equação de estado de Peng-Robinson, que é freqüentemente usada 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 armazenamento e descarga (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 vaso 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 lavador de sucção (um separador trifásico) é utilizado 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 vaso de compensação para venda ou para processamento posterior. A fase aquosa na Corrente 6, que consiste principalmente de 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, este fluxo é então queimado ou ventilado.

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