o conceito de gás natural

C u r s o
Inspeção de Sistemas de
Medição de Gás Natural
Módulo 1
Cromatografia e Qualidade
do Gás Natural
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Inspeção de Sistemas de
Medição de Gás Natural
Módulo 1
Cromatografia e Qualidade
do Gás Natural
desafio 1
CONCEITO DE GÁS NATURAL
Módulo 1
Cromatografia e Qualidade
do Gás Natural
SUMÁRIO
1.Gás Natural (GN) - Definição
2.Origem e Formação
3.Classificação
4.Processamento
5.Informações de Segurança
6.Vantagens
7.Principais Usos
8.Transporte e Distribuição
9.Especificações Comerciais
9.1.Definições constantes da Resolução nº. 16 da ANP
9.2. Exigências sobre o carregador e o transportador
constantes da Resolução nº. 16 da ANP
9.3.Regulamento Técnico ANP Nº. 2/2008 - Íntegra
9.3.1.Objetivo
9.3.1.1. Nota explicativa
9.3.2.Sistema de Unidades
9.3.3.Condição de referência
9.3.4.Normas Aplicáveis
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O CONCEITO DE GÁS NATURAL
Neste conteúdo, será abordada a definição do Gás Natural, sua origem e formação,
bem como os aspectos que envolvem classificação, processamento, vantagens,
principais usos, transporte e distribuição, e especificações comerciais.
Preste bastante atenção e bons estudos!
1. Gás Natural (GN) - Definição
O GN é um combustível fóssil encontrado em
reservatórios subterrâneos tanto em terra quanto no mar,
composto basicamente por Metano (CH4 = C1), Etano (C2H6 =
C2), Propano (C3H8 = C3) e, em menor proporção, por outros
hidrocarbonetos (moléculas formadas por átomos de carbono
e hidrogênio = Cn+) de maior peso molecular.
SAIBA MAIS
A palavra fóssil vem do
latim fossile, que significa
tirado da terra.
Acumulado em rochas porosas no subsolo (Figura 1) pode
estar associado ou não ao petróleo (Figura 2). Geralmente,
apresenta baixos teores de contaminantes, tais como: Inertes
(Nitrogênio e Dióxido de Carbono), água, compostos de enxofre
e traços (pequenas quantidades) de outros constituintes.
O GN, definido pela Lei nº. 9.478/97, é todo hidrocarboneto, que permaneça em estado gasoso nas condições
atmosféricas normais, que é extraído diretamente a partir de
reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases
úmidos, secos, residuais e gases raros. Dessa forma, o gás
natural é uma mistura multicomponente de: hidrocarbonetos
(C1, C2, C3, i-C4, n-C4, i-C5, n-C5 e C6+), inertes (CO2, N2) e
contaminantes (H2O, H2S, RSH), que se apresentam no
estado gasoso nas condições normais de P e T.
OBSERVAÇÕES:
As simbologias C1, C2, C3, Cn+ etc. são modos resumidos,
originados na indústria petroleira, para representar as
diferentes moléculas de hidrocarbonetos, não pertencendo a
nenhum tipo de classificação da UIQPA (União Internacional
de Química Pura e Aplicada – IUPAC)
Condições normais de P e T representam uma das
condições de referência, em que
P = 1 atm (atmosfera) e T = 0°C (Celsius).
A íntegra da Lei nº. 9478 de 1997, conhecida também por Lei
do Petróleo, pode ser encontrada na internet, no endereço ele-
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trônico da ANP: http://www.anp.gov.br/.
Figura 01 – Representação de um reservatório de gás natural
Fonte: Gás e Energia, 2006.
Figura 02 – Representação dos tipos de reservatório de gás natural:
A-B) Gás associado ao petróleo; C) Gás não associado ao petróleo.
Fonte: Vieira et al, 2005.
2. Origem e Formação
O gás natural é obtido pela degradação da matéria
orgânica pela ação de bactérias anaeróbicas, pela
degradação da matéria orgânica e do carvão por temperatura
e pressão elevada, ou pela alteração térmica dos
hidrocarbonetos líquidos (Vieira et al, 2005).
A matéria orgânica fóssil é também chamada de
querogêneo e pode ser de dois tipos: querogêneo seco,
proveniente de matéria vegetal, e o querogêneo gorduroso,
proveniente de algas e matéria animal (Figura 3).
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Figura 03 - Origem e formação do querogêneo.
No processo de formação do planeta, a transformação da
matéria orgânica vegetal, celulose e lignina produziram o
querogêneo seco que, ao alcançar maiores profundidades na
crosta terrestre, sofreu um processo gradual de cozimento,
transformando-se em linhito, carvão negro, antracito, xisto
carbonífero e metano, dando origem às reservas de carvão do
planeta (Pou-lallion, 1986).
Já o querogêneo gorduroso não sofreu o processo de cozimento e deu origem ao petróleo. Nos últimos estágios de
degradação deste, o petróleo apresenta-se como condensado
volátil associado aos hidrocarbonetos gasosos com
predominância do metano. É esta a razão de se encontrar o
gás natural associado. Assim, o gás natural bruto (não
processado) é uma mistura variada de hidrocarbonetos cujo
principal componente é o metano – CH4 (Rocha, 2002).
A descoberta do gás natural é tão antiga quanto à do
petróleo, mas diferente do líquido, este recurso não teve uma
valorização imediata. Talvez por ser um recurso que, em
condições normais, é gasoso, de difícil armazenagem e
transporte, por ocupar um volume muito maior que um
combustível líquido derivado do petróleo.
No início, então, o gás natural era tratado como algo descartável e tinha seu fim queimado em flares1 (figura 04) instalados próximos às unidades de tratamento/ processamento do
petróleo. Aos poucos se foi encontrando outros usos para o gás
natural, e este passou a ser reinjetado nos poços produtores de
petróleo para que mantivessem a pressão interna e facilitasse a
extração dos hidrocarbonetos líquidos (gas lift).
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Figura 04 – Flare
3. Classificação
O gás natural é geralmente encontrado em reservatórios de
camadas profundas e está comumente associado a depósitos
de petróleo. Dependendo da associação, o gás pode ser
classificado como:
• Gás Associado (Figura 05): É aquele que, no reservatório,
está dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás.
Neste caso, a produção de gás é determinada diretamente
pela produção do óleo. Caso não haja condições
econômicas para a extração, o gás natural é reinjetado na
jazida ou queimado, a fim de evitar o acúmulo de gases
combustíveis próximos aos poços de petróleo. O gás
natural não associado é mais interessante do ponto de
vista econômico, devido ao grande acúmulo de propano
(C3H8) e de hidrocarbonetos mais pesados.
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Figura 05. Reservatório de gás associado.
Fonte: (elaboração própria)
• Gás não-associado (Figura 6): É aquele que, no
reservatório, está livre ou junto a pequenas quantidades
de óleo. Neste caso, só se justifica comercialmente
produzir o gás. As maiores ocorrências de gás natural no
mundo são de gás não associado tornando-o mais
interessante do ponto de vista econômico, devido ao
grande acúmulo de metano (Gás & Energia 2006).
Figura 06. Reservatório de gás não-associado.
Fonte: (elaboração própria)
A formação de gás natural continua a ocorrer na natureza.
Porém, devido ao fato de que as movimentações da crosta
terrestre, hoje, são muito escassas, a velocidade com que
novas quantidades são geradas é desprezível. Por esta razão
diz-se que as acumulações destes produtos são “nãorenováveis” (Abreu e Martinez, 1999).
A composição do gás natural é oriunda do poço de onde
foi extraído, ou seja, pode ocorrer uma grande variação na
concentração dos componentes em diversas regiões do
mundo. Na Tabela 1, é mostrada a composição de alguns
poços de gás natural em diferentes regiões.
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Figura 07. Tabela 1 – Composição de diferentes gases naturais extraídos em diferentes regiões.
Mais recentemente, a indústria do petróleo e do gás necessitou classificar as diferentes espécies de misturas de hidrocarbonetos presentes no subsolo com maior rigor e distinção técnica,
isto é, de acordo com as suas diferentes composições, as quais
influenciam de maneira decisiva nas suas respectivas propriedades termodinâmicas (ou físico-químicas – ver nota).
Normalmente, mudanças de temperatura, pressão, volume,
calor, e trabalho de sistemas nos estados sólidos, líquidos e
gasosos estão relacionados até com microscópios atômicos
e interações moleculares. Muitos citam Willard Gibbs como
sendo o fundador da físico-química.
As propriedades termodinâmicas ou físico-químicas para uso em
engenharia são apresentadas em várias formas, incluindo gráficos,
tabelas e equações. Adicionalmente, valores de propriedades
termodinâmicas para um crescente número de substâncias estão
disponíveis em programas para micro-computadores.
Assim sendo uma das propriedades que mais influencia neste
novo modelo de classificação é o Cricondentherm, ou seja, a
máxima temperatura na qual podem coexistir simultaneamente duas
fases, isto é, dois estados de agregação (p.e.: líquido + gás). Desta
forma, no caso de a temperatura do reservatório ser superior a
temperatura de Cricondentherm, gases naturais com nenhuma ou
mínimas quantidades de condensado (líquido) estarão sendo
formados na superfície do poço (Gás Seco – Dry Gas e Gás
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SAIBA MAIS
A físico-química é a disciplina
que estuda as propriedades
físicas e químicas da matéria,
através da combinação de duas
ciências: a física (onde se destacam áreas como a termodinâmica e a mecânica quântica) e a
química. Suas funções variam
desde interpretações das escalas moleculares até observações
de fenômenos macroscópicos.
Para saber mais, acesse o
endereço: http://pt.wikipedia.
org/wiki/F%C3%ADsicoqu%C3%ADmica.
ATENÇÃO
Como a utilização de tabelas ainda é muito freqüente,
por ser mais disponível, será
dada ênfase a seu uso neste
curso, em seu último item de
competência, ocasião em
que será abordado o cálculo
destas propriedades para o
GN, por representar um
treinamento importante.
Módulo 1 Cromatografia e Qualidade do Gás Natural
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Úmido – Wet Gas). Caso contrário, apenas fluidos (misturas multicomponentes de hidrocarbonetos) com grandes quantidades
de condensado (líquido) estarão sendo formados na superfície
(p.e.: Gás Condensado – Gas Condensate, Óleo Volátil – Volatile
Oil e Óleo Preto – Black Oil). Na Tabela 2, colocada a seguir
podem ser vistas diferentes composições típicas de
reservatórios com a sua correspondente classificação:
Figura 08. Tabela 2 – Classificação das misturas de hidrocarbonetos em função da sua composição.
Fonte: Whitson and Brule (2000).
Conforme pode ser constatado, a medida que o teor
percentual dos hidrocarbonetos mais pesados aumenta, em
um deter-minado tipo de mistura, maior a probabilidade de
que o poço produza líquido. Isto significa que, quanto maior a
riqueza do GN, maior a possibilidade de condensados e/ou
líquidos atingirem a superfície.
De modo simplificado, pode-se convencionar que gás
úmido (Wet Gas) refere-se ao gás natural não processado, e
gás seco (Dry Gas) refere-se ao gás natural processado,
embora, conforme visto anteriormente, esta maneira
resumida possa induzir a erros de classificação.
DICAS
A riqueza, de um gás natural
significa o teor de propano somado aos dos hidrocarbonetos
mais pesados que o propano,
contidos neste GN, identificada
em sua forma abreviada por C3+
(propano e superiores).
4. Processamento
O processamento do GN é o conjunto de operações e
processos unitários que visa a obter que este insumo
energético seja fornecido ao consumidor final isento de:
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• H2S;
• Inertes (CO2 e N2);
• H2O livre (principal substância a ser retirada no processo
de desidratação do GN);
• Odores indesejáveis;
• Partículas sólidas;
• Ceras;
• Gomas;
• Hidrocarbonetos condensados (compostos que se
encontram em sua forma líquida);
• Hidrocarbonetos aromáticos (compostos que contêm
anéis benzênicos);
• Glicóis (compostos utilizados na desidratação do GN);
• Metanol (substância utilizada na desidratação do GN);
• Aminas (compostos utilizados na retirada de H2S e
demais compostos de enxofre);
• Qualquer outra substância utilizada no processamento.
Após o processamento do GN em uma Unidade de
Processa-mento de Gás Natural – UPGN, o gás natural é
denominado de gás processado ou “upêgenado”.
Outros produtos são também gerados em uma – UPGN,
conforme a figura 09, colocada a seguir. Entre os principais,
podemos destacar o Gás Liquefeito de Petróleo – GLP e a
Gasolina Natural (C5+).
Figura 09 - Produtos gerados em uma UPGN
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Figura 10 - Produtos gerados em uma UPGN e em uma Refinaria de Petróleo
5. Informações de Segurança
O gás natural permanece no estado gasoso, sob pressão atmosférica e temperatura ambiente. Mais leve do que o ar, dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de vazamento. Para que
se inflame, é preciso que seja submetido a uma temperatura superior a 482°C (Ver Figuras 9, 10, 11, 12, 13 e 14 - Petrobrás
FISPQ – Gás Natural, na Biblioteca do curso). A título de comparação, vale lembrar que o álcool etílico hidratado e combustível se inflama a temperaturas acima de 400°C (Petro brás FISPQ
– Álcool Etílico Hidratado) e a gasolina a 250°C (P etrobrás
FISPQ – Gasolina Premium). Além disso, é inodoro e, por
questões de segurança, é comercializado odorizado com
compostos à base de enxofre, em geral mercaptanas (R-SH).
DICAS
Para obter maiores informações
sobre este assunto, acesse a Biblioteca do Curso e faça a leitu-ra
do material referente à Ficha de
Informação de Segurança de
Produto Químico (FISPQ).
6. Vantagens
O gás natural é usado como combustível para fornecimento
de calor, geração de eletricidade e de força motriz; como matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e de
fertilizantes. Na área de transportes, é utilizado como substituto
do óleo diesel, gasolina e álcool.
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Tais fatores permitem a utilização quase irrestrita do
produto em vários segmentos, atendendo às determinações
ambientais e contribuindo de forma eficaz e eficiente no
controle dos processos, segurança e qualidade. Desta forma,
o gás natural participa direta ou indiretamente da vida de toda
a população (Gás e Energia, 2006).
Dentre as inúmeras vantagens apresentadas, podem ser
destacadas as seguintes (Correa, 2002):
-Ambientais: não emite fuligem, dispensa o uso de equipamentos para o controle de poluição; elimina o tratamento dos
efluentes resultantes da queima de outros combustíveis; rápida
dispersão de vazamentos, emprego em veículos automotivos, diminuindo a poluição urbana e, talvez o mais importante; reduz o
corte de árvores e o desmatamento de florestas;
-Econômicas: não tem frete; não necessita de pré-requisitos para
queima; não é estocado – o pagamento é feito somente após a sua
utilização; reduz custos com operação e manutenção;
-Operacionais/ Tecnológicas: a queima é completa; aumenta a
vida útil dos equipamentos; tem elevado rendimento térmico; é
mais seguro; possui composição química constante; responde a
grandes variações no consumo de vapor; provoca menor
corrosão dos equipamentos e menor custo de manutenção, além
de gerar um elevado rendimento energético;
-Qualidade: o calor obtido se aplica diretamente ao
produto; possui menor grau de impureza e depósito de
contaminantes; é mais competitivo quanto ao preço, ecologia
etc., quando comparado a outros tipos de combustíveis.
7. Principais Usos
-Industrial: Utilizado como combustível, o gás natural proporciona uma combustão limpa, ideal para processos que exigem a
queima em contato direto com o produto final, como, por exemplo, a indústria de cerâmica e a fabricação de vidro ou cimento;
-Automotivo: No uso em automóveis, ônibus e caminhões,
o gás natural recebe o nome de “gás natural veicular – GNV”,
oferecendo vantagem no custo por quilômetro rodado;
-Comercial: O gás natural pode ser usado para
climatização de ambientes, produção de água quente e
cocção. Abrange desde hotéis a restaurantes, passando por
hospitais, creches, lavanderias e escolas;
-Geração de Energia (Termelétrica, Distribuída e Coge-
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ração): A disponibilidade de GN favorece seu uso para a geração de energia elétrica e refrigeração, em processos
complementares às demandas energéticas das indústrias,
residências e estabelecimentos comerciais;
-Residencial: O gás natural pode ser usado não só em chuveiros e fogões, mas também em saunas, aquecedores de piscinas, lavadoras/ secadoras de roupa, sistemas de refrigeração,
lareiras, aquecedores de ambiente e de passagem e até em churrasqueiras. Além disso, é incolor e inodoro, queimando com
uma chama quase imperceptível. Por questões de segurança, o
gás natural comercializado é odorizado por meio da adição de
compostos à base de enxofre do tipo mercaptanas (R-SH).
As perspectivas atuais de utilização do GN são
extremamente positivas, já que a demanda por combustíveis
não poluentes para a indústria, comércio e transportes, bem
como para geração termelétrica, aumenta expressivamente
(Santos et. al, 2002; Gás e Energia, 2006).
SAIBA MAIS
A partir da década de 80, com
a exploração da Bacia de
Campos no estado do Rio de
Janeiro, o país entrou de fato
na era do gás natural. O
desenvolvimento da bacia proporcionou um aumento no uso
desta matéria-prima, elevando
a participação do GN na matriz
energética nacional para 2,7%
no ano de 1998. Atualmente,
esta participação é de 9,3%
(ABEGÁS, 2008) e, de acordo
com a projeção de consumo, o
gás natural atingirá cerca de
12% de participação na matriz
energética brasileira até 2010
(Rangel e Büchler, 2005).
8. Transporte e Distribuição
Disponível por meio de uma rede de gasodutos em franca expansão (Figuras 11 e 12), o gás natural vem ocupando um espaço cada vez mais relevante na matriz energética brasileira.
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Figura 11 – Principais gasodutos de transporte de GN instalados na América do Sul
Fonte: Gás e Energia, 2006.
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Figura 12 – Principais gasodutos de transporte de GN instalados no Brasil
Fonte: Gás e Energia, 2006.
Para complementar a produção nacional, viabilizou-se a importação da Bolívia e da Argentina. Os gasodutos Bolívia-Brasil
e Uruguaiana-Porto Alegre abastecem diversos municípios
brasileiros, atravessando os estados do Mato Grosso do Sul,
São Paulo, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, além de também
beneficiar indiretamente Rio de Janeiro e Minas Gerais.
Para executar o empreendimento de construção do
gasoduto Bolívia-Brasil (Figura 17), foi constituída a TBG
(Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.), uma
associação entre a Petrobrás (representada por sua
subsidiária Gaspetro) e capitais internacionais.
O gasoduto Bolívia-Brasil representa um grande avanço no
fornecimento de gás natural no país, que possui a capacidade
máxima de transportar até 30 milhões de metros cúbicos diariamente (Gás e Energia, 2006). Atualmente, esta capacidade já foi
atingida, e representa cerca de 50% do consumo diário do país,
que é de 60 milhões de metros cúbicos por dia.
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Figura 13 – Mapa do gasoduto de transporte de GN Bolívia-Brasil.
Fonte: Gás e Energia, 2006.
Figura 14 – Software de visualização por satélite de uma rede de distribuição de GN.
Fonte: CTGÁS, 2007 – Software Arcgis aplicado ao Google Earth.
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Figura 15 – Visualização por satélite de uma rede de distribuição de GN.
Fonte: CTGÁS, 2007 – Software Arcgis aplicado ao Google Earth.
Reflexão:
Com o decorrer do tempo,
o preço do petróleo sofreu diversas variações e atingiu
valores muito acima dos quais o mundo estava habituado.
Além das altas de mercado, a
humanidade passou a se defrontar com novos paradigmas, principalmente os
relacionados com o meio ambiente.
Com
o avanço das pesquisas, conseguiu-se
perceber que a degradação ambiental atingiu índices alarmantes e, portanto, algo de
imediato precisa ser feito antes que seja tarde demais.
Numa visão mais técnica, o GN passou a ser um ótimo substituto ao petróleo
por ser uma fonte mais limpa, e agora com recentes descobertas (Reservas de Tupi, Iara
etc.), uma fonte abundante.
Além disso, com as altas do preço do óleo, o GN torna-se
muito viável em várias aplicações, principalmente naquelas em que substitui o petróleo
sem a necessidade de alterações técnicas dos equipa-mentos ou quando este insumo
agrega um maior valor ao produto final (p.ex.: cerâmica branca). Outros setores que se
destacam são o de geração elétrica e gás natural veicular (GNV).
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SAIBA MAIS
A Lei nº. 9478 – Lei do Petróleo – apresenta um glossário
com a definição dos
principais termos utilizados
na indústria do petróleo e do
gás natural. A mesma pode
ser encontrada na internet,
no endereço eletrônico da
ANP: http://www.anp.gov. br/.
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9. Especificações Comerciais
O gás natural usado no Brasil obedece, desde junho de
2008, a Resolução nº. 16 da Agência Nacional de Petróleo –
ANP, de 17 de junho de 2008, publicada no D.O.U. (Diário
Oficial da União) de 18 de junho de 2008, que estabelece a
especificação do Gás Natural de origem nacional ou
importado a ser comercializado em todo o território nacional,
consoante às disposições contidas no Regulamento Técnico
ANP nº. 2/2008, parte integrante desta Resolução.
A Resolução 16 da ANP revogou a Portaria ANP n° 104 , de
8 de julho de 2002, observados os termos do art. 12 da
Resolução, que estabelece que:
Art. 12º: Os agentes mencionados pelo artigo 2° (co locado
mais abaixo) disporão do prazo de 240 dias para atender aos
limites de especificação constantes do Regulamento Técnico
em anexo, período no qual, em todo o caso, observarão, no
mínimo, as especificações já constantes da Portaria ANP n°
104, de 8 de julho de 2002;
Art. 2º.: Empresas ou consórcios de empresas que exerçam
as atividades de comercialização e transporte de gás natural no
País, isto é, carregadores e transportadores bem como as
empre-sas distribuidoras deverão observar o disposto no
Regulamento Técnico em anexo a esta Resolução.
Parágrafo único: A comercialização e o transporte de gás natural
de especificações diversas daquela indicada pelo Regula-mento
Técnico nº. 2 em anexo a esta Resolução são permitidos, desde que
respeitadas as condições de entrega acordadas entre todas as
partes envolvidas e os limites de emissão de poluentes fixados pelo
órgão ambiental ao qual caiba tal atribuição.
9.1 – Definições
ANP
constantes da
Resolução
nº.
16
da
Carregador: pessoa jurídica que contrata o transportador
para o serviço de transporte de gás natural especificado;
Transportador: pessoa jurídica autorizada pela ANP a
operar as instalações de transporte;
Gás Natural Processado: é o gás natural nacional ou importado, que, após processamento, atende à especificação do
Regulamento Técnico ANP parte integrante desta Resolução;
Gás Natural Liquefeito: é o gás natural no estado líquido
obtido mediante processo de criogenia (ver nota) a que foi sub-
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metido e armazenado em pressões próximas à atmosférica;
Instalações de Transporte: dutos de transporte de gás natural, suas estações de compressão ou de redução de
pressão, bem como as instalações de armazenagem
necessárias para a operação do sistema;
Ponto de Recepção (Figura 16): ponto no qual o gás
natural especificado é entregue pelo carregador ou quem este
autorize ao transportador;
Ponto de Entrega (Figura 16): “ponto no qual o gás natural
especificado é entregue pelo transportador ao carregador ou
quem este autorize.”.
SAIBA MAIS
A A criogenia é um ramo da
físico-química que estuda
tecnologias para a produção
de temperaturas muito baixas
(abaixo de −150°C, de −238°F
ou de 123 K), principalmente
até a temperatura de ebulição
do nitrogênio líquido ou ainda
mais baixas, e o comportamento dos elementos e materiais
nessas temperaturas, sendo
que a tecnologia usada explora
os efeitos de transferência
térmica entre um agente e o
meio. Para saber mais sobre
Crioge-nia, acesse o endereço:
(http://pt.wikipedia.org/wiki/
Criogenia).
Figura 16 – Ponto de recepção e de entrega de GN
Fonte: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, 2006.
9.2. Exigências sobre o carregador e o transportador constantes da
Resolução nº. 16 da ANP
• Carregador: é obrigado a realizar as análises do gás natural
nos pontos de recepção, no intervalo máximo de 24 horas, a
partir do primeiro fornecimento e encaminhar o resultado ao
transportador por meio de Certificado da Qualidade, o qual deverá conter o resultado da análise de todas as características, os
limites da especificação e os métodos empregados,
comprovando que o produto atende à especificação constante
do Regulamento Técnico nº. 2, constante desta Resolução;
§ 1°. O Certificado da Qualidade deverá ser firmado pelo quí-
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mico responsável pelas análises laboratoriais efetuadas, com
indicação legível de seu nome e número de inscrição no
respectivo órgão de classe.
§ 2°. No caso de cópia emitida eletronicamente, dever ão estar
indicados, na cópia, o nome e o número da inscrição no órgão
de classe do químico pelas análises laboratoriais efetivadas.
§ 3°. O carregador deverá enviar à ANP, até o 15º (dé cimo
quinto) dia do mês subseqüente àquele a que se referirem os
dados enviados, um sumário estatístico dos Certificados da
Qualidade, em formato eletrônico, seguindo o modelo
disponível no sítio da ANP, para o endereço eletrônico
carregadorgn@anp. gov.br.
• Transportador: é obrigado a realizar a análise do produto
e a emitir o Boletim de Conformidade com os resultados da
análise e os limites da especificação das seguintes
características: poder calorífico superior; índice de Wobbe;
teores de metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8),
butano e mais pesados (C4+); inertes (N2+CO2); dióxido de
carbono (CO2) e oxigênio (O2); nos seguintes pontos:
I – em todos os pontos de recepção após a homogeneização
da mistura entre o gás entrante e o gás passante no intervalo
máximo de 24 horas a partir do primeiro recebimento;
II – em todos os pontos de entrega com incidência de inversão
de fluxo no duto de transporte e vazão superior a 400 mil m³/d no
intervalo máximo de 24 horas a partir da primeira entrega;
§ 1º. Nos pontos de recepção, em caso de inexistência de
mistura de produtos distintos, o transportador poderá não
realizar a análise, no entanto, deverá preencher o Boletim de
Conformidade com os dados enviados pelo carregador,
constantes no Certificado da Qualidade, tornando-se
responsável pelos dados da qualidade informados;
§ 2º. O transportador deverá encaminhar ao carregador, a
cada intervalo de até 24 horas, cópia do Boletim de Conformidade, comprovando a qualidade do gás, firmada pelo químico responsável pelas análises laboratoriais efetuadas, com indicação
legível de seu nome e número de inscrição no órgão de classe;
§ 3°. No caso de cópia emitida eletronicamente, dever ão estar
indicados, na cópia, o nome e o número da inscrição no órgão
de classe do químico pelas análises laboratoriais efetivadas;
§ 4º. O transportador, se solicitado pelo distribuidor a que
estiver ligado por ponto de entrega comum, deverá disponibilizar
cópia do respectivo Boletim de Conformidade a cada intervalo de
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até 24 horas.
9.3. Regulamento Técnico ANP Nº. 2/2008 - Íntegra
9.3.1. Objetivo
Este Regulamento Técnico aplica-se ao gás natural
processado, de origem nacional ou importado, a ser
comercializado em todo o território nacional.
9.3.1.1 Nota explicativa
O gás natural objeto desta especificação permanece no estado gasoso sob condições de temperatura e pressão ambientes.
É produzido a partir de gás extraído de reservatório, consistindo
de uma mistura de hidrocarbonetos, que contém principalmente
metano, etano, propano e, e em menores quantidades, hidrocarbonetos superiores, podendo ainda apresentar componentes
inertes do ponto de vista da aplicação, tais como nitrogênio e
dióxido de carbono, bem como traços de outros constituintes.
O gás natural deve apresentar concentrações limitadas de
componentes potencialmente corrosivos de modo que a
segurança e a integridade dos equipamentos sejam
preservadas. Esses componentes são sulfeto de hidrogênio,
dióxido de carbono e água.
9.3.2. Sistema de Unidades
O sistema de unidades a ser empregado no Regulamento Técnico é o SI, de acordo com a norma brasileira NBR/ISO 1000.
Desta forma, a unidade de energia é o J, e seus múltiplos, ou o
kWh, a unidade de pressão é o Pa e seus múltiplos e a unidade
de temperatura o K (Kelvin) ou o °C (grau Celsius).
9.3.3. Condição de referência
A condição de temperatura, pressão e umidade de
referência requerida para o cálculo das características de
poder calorífico e de índice de Wobbe especificadas neste
Regulamento Técnico são 293,15K e 101,325kPa e base seca.
9.3.4. Normas Aplicáveis
A determinação das características do produto far-se-á mediante o emprego de normas da American Society for Testing and
Materials (ASTM – Sociedade Americana para Testes e Materiais),
da International Organization for Standardization (ISO – Organização Internacional para Normatização) e da Associação Brasi-
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leira de Normas Técnicas (ABNT).
Os dados de incerteza (parâmetro, associado ao resultado de
uma medição, que caracteriza a dispersão dos valores que podem
ser fundamentadamente atribuídos a um mensurando segundo o
Vocabulário Internacional Termos Fundamentais e Gerais da
Metrologia, 5ª Edição pela Editora SENAI, 2007 - VIM – 2007),
repetitividade (grau de concordância entre os resultados de medições sucessivas de um mesmo mensurando efetuadas sob as
mesmas condições de medição – VIM – 2007) e reprodutibilidade
(grau de concordância entre os resultados das medições de um
mesmo mensurando efetuadas sob condições variadas de medição
– VIM – 2007), fornecidos nos métodos relacionados neste
Regulamento, devem ser usados somente como guia para aceitação das determinações em duplicata de ensaio e não devem ser
considerados como tolerância aplicada aos limites especificados.
A análise do produto deverá ser realizada em amostra representativa do mesmo obtido segundo método ISO 10715 – Natural
Gas: Sampling Guidelines (Gás natural: Guia de amostragem).
As características incluídas no Quadro I – Tabela de especificação do Gás Natural – deverão ser determinadas de acordo com a
publicação mais recente dos seguintes métodos de ensaio:
Normas ABNT
Normas ASTM
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Normas ISO
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Figura 17. Quadro I – Tabela de especificação do Gás Natural
Observações:
1. O gás natural não deve conter traços visíveis de
partículas sólidas ou líquidas;
2. Os limites especificados são valores referidos a 293,15
K (20ºC) e 101,325 kPa (1atm) em base seca, exceto os pontos
de orvalho de hidrocarbonetos e de água;
3. Os limites para a região Norte se destinam às diversas
aplicações exceto veicular e para esse uso específico devem
ser atendidos os limites equivalentes à região Nordeste;
4. O poder calorífico de referência de substância pura empregado neste Regulamento Técnico encontra-se sob
condições de temperatura e pressão equivalentes a 293,15K,
101,325 kPa, respectivamente em base seca;
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5. O índice de Wobbe (ver nota) é calculado empregando o
poder calorífico superior em base seca. Quando o método
ASTM D 3588 for aplicado para a obtenção do poder calorífico
superior, o índice de Wobbe deverá ser determinado de
acordo com a seguinte fórmula:
em que:
ATENÇÃO
O índice de Wobbe mede a
quantidade de energia disponibilizada em um sistema
de combustão através de
um orifício injetor.
É o quociente entre o poder
calorífico superior e a raiz quadrada da densidade relativa nas
mesmas condições de T e P.
IW – índice de Wobbe
PCS – poder calorífico superior
d – densidade relativa
6. O número de metano deverá ser calculado de acordo
com a última versão da norma ISO 15403-1.
Na versão ISO 15403-1:2006 (E), considera-se o método
GRI (Gas Research Institute – Instituto de Pesquisas em Gás)
do Anexo D. Calcula-se inicialmente o Número de Octano
Motor - MON a partir da equação linear empírica, função da
composição dos componentes discriminados. Em seguida,
com o valor determinado para o MON, calcula-se o número de
metano ou NM a partir da correlação linear entre NM e MON.
Tais equações vêm descritas abaixo:
em que:
• x é a fração molar dos componentes: metano, etano,
propano, butano, CO2 e N2.
• NM = 1,445 × (MON) − 103,42
7. Caso seja usado o método da norma ISO 6974, parte 5, o
resultado da característica teor de oxigênio deverá ser
preenchido com um traço (-).
8. É o somatório dos compostos de enxofre presentes no
gás natural. Admite-se o limite máximo de 150 mg/m³ para o
gás a ser introduzido no início da operação de redes novas
ou então a trechos que, em razão de manutenção, venham a
apresentar rápido decaimento no teor de odorante no início
da retomada da operação.
9. Caso a determinação seja em teor de água, a mesma deve
ser convertida para (°C), conforme a correlação da ISO 18453.
Quando os pontos de recepção e de entrega estiverem em
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regiões distintas, observar o valor mais crítico dessa
característica na especificação.
10. Pode-se dispensar a determinação do ponto de orvalho
de hidrocarbonetos - POH quando os teores de propano e de
butanos e mais pesados forem ambos inferiores a 3 e 1,5 por
cento molares respectivamente de acordo com o método NBR
14903 ou equivalente. Anotar nesse caso ‘passa’ no referido
campo. Se um dos limites for superado, analisar o gás natural
por cromato-grafia estendida para calcular o ponto de
temperatura criconden-therm - PTC (definida como a máxima
temperatura do envelope de fases) por meio de equações de
estado, conforme o método ISO 23874. Caso o PTC seja inferior
ao POH especificado em mais que 5°C, reportar o POH como
sendo esse valor. Quando o PTC não atender a esse requisito,
determinar o POH pelo método ISO 6570. O POH corresponde à
acumulação de condensado de 10 miligramas por metro cúbico
de gás admitido ao ensaio. Quando os pontos de recepção e
entrega estiverem em regiões distintas, observar o valor mais
crítico dessa característica na especificação.
11. Aplicável ao gás natural importado, exceto o gás
natural liquefeito, determinado semestralmente. O carregador
deverá disponibilizar o resultado para o distribuidor sempre
que solicitado.
Glossário:
1
flares: são torres de escape onde o gás é incinerado ao ser
liberado para a atmosfera.
Referências Bibliográficas:
Petrobras (Gás & Energia);
YPFB – Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos;
ANP Agência Nacional de Petróleo – http://www.anp.gov.br;
CTGÁS – Centro de Tecnologias do Gás.
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