Cloreto de magnésio≈ 120 °C
MgCl2 + 2H2O → Mg(OH)2 + 2HCl
Hidrólise em menor temperatura; maior potencial de formação antecipada de HCl.
Teor de sal, contaminação por cloro, propriedades da carga, risco de corrosão e qualidade do produto estão interligados. Nenhuma medição isolada descreve todo o comportamento da unidade.
A dessalgadora é a primeira barreira da refinaria contra corrosão e incrustação. Ela remove sais inorgânicos de cloreto (NaCl, CaCl₂ e MgCl₂) associados à corrosão, à incrustação em trocadores, à desativação de catalisadores e à perda de eficiência energética. O MOD-4100S mede o teor de sal pelo método eletrométrico da ASTM D3230: uma amostra representativa de petróleo é diluída em xileno e em uma mistura de metanol e n-butanol, e o resultado é calculado a partir da condutividade da solução em temperatura controlada.
A medição antes e depois da dessalgadora fornece uma indicação rápida da eficiência de remoção, apoiando o ajuste da água de lavagem, da dosagem de desemulsificante e das condições operacionais da dessalgadora.
A medição de sal, sozinha, não descreve todo o risco de corrosão. Correntes de petróleo podem conter cloretos orgânicos, solventes clorados, resíduos de tratamento químico e contaminantes de transporte. Esses compostos não são necessariamente removidos pela dessalgadora e podem formar ácido clorídrico em temperaturas elevadas.
A análise de cloro total por fluorescência de raios X (XRF) detecta cloro de diferentes origens e fornece dados para avaliação do risco de corrosão, aceitação de cargas, otimização de misturas e proteção do sistema de topo. Uma mesma concentração pode produzir efeitos distintos conforme o composto, a temperatura, o tempo de residência, as condições de craqueamento e a disponibilidade de água. Por isso, essa camada complementa a medição de sal em vez de substituí-la.
Densidade, grau API, enxofre, viscosidade, TAN, H₂S, teor de água e composição da mistura influenciam a corrosão e a estabilidade do processo. O MOD-4140 utiliza espectroscopia de infravermelho próximo (NIR) no segundo sobretom; o MOD-4100 All-in-One reúne um conjunto mais amplo de parâmetros em uma única plataforma.
Resultados laboratoriais defasados podem não representar a carga presente na unidade, aumentando o risco de produtos fora de especificação, consumo adicional de energia, excesso de qualidade e instabilidade operacional.
As três primeiras camadas indicam condições que podem causar corrosão. Esta camada verifica diretamente a integridade dos equipamentos e permite avaliar a eficácia dos inibidores e os efeitos de desvios operacionais antes que evoluam para falhas.
O Beacon 3000 utiliza NIR no terceiro sobretom para monitorar continuamente propriedades da nafta (IBP/FBP, densidade, grau API, benzeno e perfil de destilação), do querosene (ponto de congelamento, ponto de fulgor, densidade e grau API) e do diesel (número de cetano, pontos de névoa, fulgor e fluidez e perfil de destilação). A medição em linha reduz o atraso associado aos ensaios laboratoriais e fornece dados para melhorar a separação.
O petróleo bruto pode conter até 2.000 PTB de sais (libras por mil barris). Antes da entrada no forno, a operação da dessalgadora normalmente busca reduzir esse valor para menos de 5 PTB. Em temperaturas elevadas, a hidrólise dos cloretos metálicos pode gerar ácido clorídrico, aumentando o risco de corrosão.
Os sais presentes no petróleo combinam metais com cloro. Na presença de água e calor, sua hidrólise pode liberar HCl, o principal agente corrosivo representado nestas reações.
Hidrólise em menor temperatura; maior potencial de formação antecipada de HCl.
Reação intermediária, relevante à medida que a carga percorre o trem de aquecimento.
Maior estabilidade térmica; a reação é associada a temperaturas mais elevadas.
O modelo considera um evento de incrustação no trem de pré-aquecimento após uma troca de carga, associado ao arraste de sal de uma dessalgadora mal ajustada. A medição de sal em linha permite identificar rapidamente a queda de desempenho e antecipar a ação corretiva.
Interfaces entre bateladas no duto, transições entre tanques e misturas de cargas marítimas podem alterar o teor de sal em centenas de PTB no intervalo de uma ou duas horas, antes da conclusão de um ciclo laboratorial.
Métodos laboratoriais podem entregar resultados de 4 a 8 horas após a amostragem, quando a composição da carga já mudou. Analisadores em linha atualizam as medições a cada 1–5 minutos e podem fornecer dados diretamente aos sistemas APC.
Os analisadores de teor de sal (S1–S3) e os espectrômetros FT-NIR (N1–N5) atendem a funções operacionais distintas. Uma unidade NIR com multiplexador pode monitorar as cinco correntes de produto.
| Ponto | Localização | Medição | Ação de controle |
|---|---|---|---|
| S1 | Coletor de entrada de petróleo | Teor de sal da carga de entrada (PTB) | Programação e seleção de cargas |
| S2 | Entrada da dessalgadora | Carga de sal para a dessalgadora | Controle antecipativo: água de lavagem e desemulsificante |
| S3 | Saída da dessalgadora | Eficiência de remoção da dessalgadora | Realimentação para o controle em malha fechada da dessalgadora |
| N1–N2 | Correntes de nafta | D86 T90, RVP, PIONA | APC do ponto de corte do estabilizador ou fracionador |
| N3 | Querosene / combustível de aviação | T50, T90, ponto de fulgor e ponto de fumaça | Otimização do ponto de corte entre querosene e diesel |
| N4 | Diesel / LGO | T90, índice de cetano e densidade | Maximização da retirada de diesel e do valor do produto |
| N5 | AGO / HGO | T95, viscosidade e ponto de fulgor | Verificação da qualidade da carga da FCCU |
| Instrumento | Princípio | Medições-chave | Especificações relevantes |
|---|---|---|---|
| MOD-4100S | Eletrométrico (ASTM D3230) | Teor de sal no petróleo | Descarga: 0,1–5 psig; entrada da amostra: 4–16 bar; repetibilidade: ±2% da escala completa; ATEX Zona 1 |
| MOD-4140 | NIR, segundo sobretom (1400–1800 nm) | API, densidade relativa, enxofre, TAN, viscosidade, PIONA e SIMDIS | Laser de estado sólido; vida útil superior a 10 anos; caminho óptico de 2 mm; amostra a 80 °C |
| MOD-4100 All-in-One | NIR + eletrométrico | Densidade, sal, água, enxofre, TAN, SARA, H₂S e RVP | Plataforma única para múltiplos parâmetros do petróleo e dos produtos |
| Beacon 3000 | NIR, terceiro sobretom (750–1050 nm) | Octanagem, destilação, PIONA, índice de cetano, RVP e benzeno | Até 8 unidades de campo em uma rede de 3 km por fibra óptica; pressão máxima de 40 barg |
Os valores abaixo são estimativas ilustrativas para uma unidade de destilação de petróleo de 100.000 BPD, operando 350 dias por ano, com uma cesta diversificada de cargas e possibilidade de processar petróleos de oportunidade. As premissas devem ser validadas para cada refinaria.
A medição em linha na saída permite ajustar a água de lavagem ao mínimo compatível com a meta de sal. A estimativa considera redução de 15% sobre uma base de 8.000 BPD, ao custo de R$ 4,40192 por barril.
A dosagem de desemulsificante e neutralizante do sistema de topo pode ser ajustada conforme a demanda. A estimativa considera redução de 20% sobre um orçamento anual de R$ 5.502.400.
Manter a saída da dessalgadora abaixo de 1 PTB pode ampliar a duração da campanha do sistema de topo e postergar intervenções em equipamentos. O valor combina a economia anualizada e a redução estimada de paradas não planejadas.
A estimativa considera a substituição de 10% da carga, equivalente a 10.000 BPD, por petróleo de oportunidade adquirido a R$ 4,40192 por barril abaixo do grau de referência.
Operar o ponto de corte entre querosene e diesel próximo ao limite da especificação, em vez de manter uma margem adicional de 3 °C, pode recuperar aproximadamente 400 BPD de querosene com prêmio de R$ 22,0096 por barril sobre o diesel.
O modelo considera ocorrências de produto fora de especificação em 3–5% dos dias de operação, com custo de R$ 8,2536 por barril entre reprocessamento e perda de valor.
O FT-NIR fornece dados para otimização do forno e do vapor de retificação por APC. A estimativa utiliza como referência resultados publicados do Honeywell Profit Controller: redução de 4% no consumo de energia e de 7% no consumo de vapor.
A estimativa considera redução de 14,2% nas emissões de CO₂, valor de R$ 137,56 por tonelada e emissões-base de 150.000 toneladas por ano.
| Item de benefício | Valor anual | Analisador |
|---|---|---|
| Redução da água de lavagem (15%) | R$ 1.848.806,40 | Sal |
| Economia de desemulsificante e outros produtos químicos (20%) | R$ 1.100.480 | Sal |
| Corrosão no sistema de topo e extensão da vida dos equipamentos | R$ 825.360 | Sal |
| Redução de paradas não planejadas, ponderada pela probabilidade | R$ 1.100.480 | Sal |
| Processamento de petróleo de oportunidade (10.000 BPD a R$ 4,40192/barril) | R$ 15.406.720 | Sal |
| Subtotal — analisador de sal | R$ 20.281.846,40 | |
| Redução do excesso de qualidade do querosene (400 BPD a R$ 22,0096/barril) | R$ 3.081.344 | NIR |
| Outros ganhos nos pontos de corte de nafta e diesel | R$ 2.090.912 | NIR |
| Prevenção de produção fora de especificação | R$ 5.502.400 | NIR |
| Economia de energia do forno — redução de 4% | R$ 2.751.200 | NIR |
| Redução do vapor de retificação — 7% | R$ 1.540.672 | NIR |
| Redução do custo de carbono — 14,2% de CO₂ a R$ 137,56/t | R$ 2.916.272 | NIR |
| Subtotal — NIR + APC | R$ 17.882.800 | |
| Benefício anual combinado | R$ 38.164.646,40 |
| Sistema | Capital instalado | Benefício anual | Prazo de retorno |
|---|---|---|---|
| Analisadores de teor de sal (2 unidades: entrada + saída) | R$ 1.540.672–2.090.912 | R$ 20.281.846,40 | menos de 5 semanas |
| Analisador FT-NIR (1 unidade, 5 correntes multiplexadas) | R$ 2.476.080–3.576.560 | R$ 17.882.800 | menos de 9 semanas |
| Programa combinado, incluindo integração com APC | R$ 6.602.880–8.253.600 | R$ 38.164.646,40 | aproximadamente 9 semanas |
Segundo as premissas deste modelo, o processamento de petróleo de oportunidade representa R$ 15.406.720 por ano. Considerando taxa de desconto de 10% e vida útil de 7 anos, o valor presente líquido estimado do programa combinado supera R$ 137.560.000. Os resultados dependem das condições comerciais e operacionais de cada unidade.
Um único espectrômetro FT-NIR ilumina uma célula de fluxo de amostra com luz de infravermelho próximo de banda larga e resolve o espectro com um interferômetro, prevendo simultaneamente múltiplos parâmetros de qualidade do produto com exatidão equivalente à de laboratório em tempo real. Modelos quimiométricos (regressão PLS) convertem o espectro completo em propriedades de engenharia a cada 30 segundos a 3 minutos — compatíveis com os tempos de amostragem de controladores APC.
| Métrica de desempenho | Melhoria | Economia (R$/ano) |
|---|---|---|
| Redução de energia | 4,0% | R$ 2.751.200 |
| Redução de CO₂ | 14,2% | R$ 2.916.272 |
| Redução da variabilidade de qualidade | 30% | — |
| Economia líquida anual de energia e carbono | R$ 8.858.864 |
A suíte MODCON-AI integra dados dos analisadores de sal e NIR a um modelo de rede neural artificial (ANN) continuamente calibrado da CDU. Os valores abaixo correspondem a resultados operacionais publicados para uma unidade de 150.000 BPD.
A plataforma conecta medições em linha, modelos digitais e otimização econômica em um ciclo operacional de seis etapas.
Os analisadores de sal e NIR fornecem dados em tempo real para as três primeiras etapas e reduzem a defasagem das informações usadas na otimização.
A medição contínua pode apoiar a redução da corrosão, do consumo de produtos químicos e da demanda de energia, além dos ganhos associados às outras camadas.
Os analisadores de processo conectam as condições reais da refinaria aos modelos de otimização.
Dados de cloro total e teor de sal aumentam a qualidade das previsões relacionadas à corrosão.
As medições de qualidade em tempo real permitem otimizar os pontos de corte com menor defasagem.
Estima-se de 4 a 8 horas de trabalho técnico por analisador a cada mês, valor comparável ao de outros instrumentos analíticos em linha da CDU. A calibração do analisador de sal requer verificação semanal contra uma referência laboratorial, com correção automática da faixa. Os modelos NIR normalmente são revisados a cada trimestre, conforme as necessidades da aplicação.
Recomenda-se manter de 30 a 90 dias de operação paralela antes da migração para o uso prioritário dos dados em linha. Esse período permite comparar os resultados com o laboratório, treinar os operadores e validar a transferência das medições para o APC.
Fale com nossos especialistas e encontre a solução ideal para sua operação.