As emissões fugitivas de compostos orgânicos voláteis (COVs) provenientes de tanques de armazenamento de hidrocarbonetos representam uma das principais fontes de poluição atmosférica associadas à indústria do petróleo, refino, terminais de armazenamento e distribuição de combustíveis. Além das perdas econômicas decorrentes da evaporação de produtos comercializáveis, essas emissões contribuem para a formação de ozônio troposférico, material particulado secundário e odores indesejáveis, além de expor trabalhadores e populações vizinhas a compostos potencialmente tóxicos, como benzeno, tolueno, etilbenzeno e xilenos (BTEX)[4,5].
Nas últimas décadas, o controle das emissões evaporativas tornou-se um dos principais desafios ambientais do setor de óleo e gás. Paralelamente, a evolução dos métodos de caracterização físico-química dos produtos armazenados permitiu uma compreensão mais precisa dos fatores que governam essas emissões. Dentre esses fatores, a pressão de vapor destaca-se como uma das propriedades mais relevantes, uma vez que controla diretamente a tendência de transferência de hidrocarbonetos da fase líquida para a fase vapor[1,4].
Pressão de vapor e formação de emissões evaporativas
A pressão de vapor representa a tendência termodinâmica de uma substância volatilizar-se sob determinadas condições de temperatura e equilíbrio. Em sistemas de armazenamento de hidrocarbonetos, essa propriedade determina a concentração de compostos voláteis presentes no espaço de vapor do tanque e influencia diretamente as emissões geradas durante operações de armazenamento, carregamento e descarregamento.
Saikomol et al. demonstraram que as emissões de VOC em refinarias estão diretamente associadas aos mecanismos de expansão e contração da fase vapor no interior dos tanques. Segundo os autores, as perdas evaporativas ocorrem tanto durante o enchimento e esvaziamento dos tanques (working losses) quanto durante períodos de armazenamento (standing losses), sendo influenciadas pelas condições meteorológicas e pela pressão de vapor dos produtos armazenados[4].
Os resultados evidenciam que a pressão de vapor constitui uma variável crítica para a compreensão do comportamento evaporativo dos hidrocarbonetos e para a estimativa adequada das emissões fugitivas.
Mecanismos de formação das emissões em tanques de armazenamento
Os mecanismos responsáveis pelas emissões fugitivas variam conforme o tipo de tanque e as condições operacionais.
Nos tanques de teto fixo, as emissões são predominantemente associadas às perdas por respiração e às perdas por movimentação do produto. As perdas por respiração ocorrem devido à expansão e contração do vapor interno provocadas por variações de temperatura e pressão atmosférica. Já as perdas por movimentação são decorrentes do deslocamento da fase vapor durante as operações de enchimento e esvaziamento dos tanques[4].
Nos tanques de teto flutuante, os mecanismos de emissão são mais complexos. Yang et al. identificaram quatro fontes principais de emissões:
- Perdas por selagem periférica
- Perdas em acessórios
- Perdas em juntas do deck
- Perdas associadas ao filme residual aderido às paredes do tanque
Os autores observaram que fatores ambientais e operacionais exercem influência significativa sobre essas emissões. O aumento da temperatura ambiente eleva a pressão de vapor dos hidrocarbonetos armazenados, enquanto o aumento da velocidade do vento favorece a renovação da camada gasosa e intensifica a evaporação dos compostos voláteis[5].
Esses resultados demonstram que a volatilidade do produto, expressa por sua pressão de vapor, constitui um parâmetro fundamental para a compreensão dos mecanismos de emissão e para a definição de estratégias de controle.
Base metodológica internacional para cálculo de emissões
A principal referência internacional para estimativa de emissões evaporativas em tanques de armazenamento é o documento EPA AP-42 – Compilation of Air Pollutant Emission Factors, especificamente o Capítulo 7 (Liquid Storage Tanks)[1].
A metodologia AP-42 constitui a base dos modelos utilizados mundialmente para estimativa de emissões provenientes de tanques de armazenamento e inventários ambientais.
Os modelos derivados do AP-42 utilizam explicitamente parâmetros relacionados à volatilidade do produto armazenado, incluindo pressão de vapor, peso molecular, temperatura ambiente, características construtivas dos tanques e condições operacionais.
Saikomol et al. aplicaram o modelo EPA TANKS 4.0.9d, fundamentado no AP-42, para estimar emissões de VOC em refinarias e destacaram que a pressão de vapor constitui um dos principais parâmetros de entrada para os cálculos de emissões[4].
Esse aspecto é particularmente relevante porque estabelece uma ligação direta entre a determinação experimental da pressão de vapor e os inventários de emissões atmosféricas utilizados em programas de licenciamento e monitoramento ambiental.
Variabilidade temporal das emissões e implicações para inventários ambientais
Tradicionalmente, os inventários de emissões utilizam fatores médios anuais para representar as perdas evaporativas provenientes de tanques de armazenamento. Entretanto, estudos recentes demonstram que essa abordagem pode não representar adequadamente os eventos de pico responsáveis pelos maiores impactos ambientais e odorantes.
Tagliaferri et al. avaliaram a influência da resolução temporal dos dados de emissão na modelagem de dispersão atmosférica de VOC provenientes de tanques de armazenamento. Os resultados demonstraram que modelos baseados em emissões médias anuais podem subestimar significativamente as concentrações ambientais e as distâncias de impacto quando comparados a modelos alimentados por dados temporais mais detalhados[6].
Para tanques de teto fixo, os autores observaram diferenças de até quatro vezes nas distâncias de impacto previstas quando comparadas às estimativas baseadas em emissões médias anuais.
Esses resultados reforçam a importância da determinação experimental da pressão de vapor, uma vez que a volatilidade do produto armazenado constitui um dos principais fatores responsáveis pela ocorrência desses eventos transitórios de emissão.
Evolução dos métodos de determinação da pressão de vapor
Historicamente, a caracterização da volatilidade de combustíveis e petróleos foi realizada por métodos como ASTM D323 (Reid Vapor Pressure – RVP) e ASTM D2879 (True Vapor Pressure – TVP). Contudo, a crescente utilização de petróleos não convencionais, condensados e misturas complexas evidenciou limitações desses métodos, especialmente quanto à representatividade das condições reais de armazenamento e transporte.
Em resposta a essa necessidade, foram desenvolvidos métodos modernos de determinação direta da pressão de vapor, incluindo ASTM D6377 e ASTM D6378[2]. O analisador de pressão de vapor Minivap VP Vision implementa esses padrões, permitindo determinar experimentalmente a pressão de vapor de petróleos e derivados em condições controladas de temperatura e razão vapor/líquido, simulando de forma mais realista as condições operacionais encontradas em tanques, dutos e sistemas de transporte.
Reconhecendo as vantagens desses procedimentos, a U.S. Environmental Protection Agency (EPA) aprovou formalmente a utilização dos métodos ASTM D6377 e ASTM D6378 para aplicações regulatórias relacionadas à caracterização de petróleo e avaliação de emissões atmosféricas[2].
Paralelamente, o American Petroleum Institute (API) incorporou conceitos como True Vapor Pressure (TVP) e Vapor Pressure of Crude Oil (VPCRx) em seus documentos técnicos voltados para armazenamento, transporte e medição de petróleo[3].
Determinação direta da pressão de vapor como ferramenta de mitigação ambiental
A determinação experimental da pressão de vapor apresenta relevância crescente para a gestão ambiental de tanques de armazenamento, uma vez que essa propriedade constitui uma das principais variáveis empregadas nos modelos internacionais de estimativa de emissões evaporativas.
O modelo EPA TANKS, fundamentado na metodologia AP-42, utiliza explicitamente a pressão de vapor do produto armazenado como parâmetro de entrada para o cálculo das perdas por respiração e por movimentação operacional. Estudos de campo demonstram que a volatilização dos hidrocarbonetos ocorre em função da expansão da fase vapor no interior do tanque e do aumento da pressão interna decorrente das variações de temperatura, pressão atmosférica e nível de enchimento, fenômenos diretamente relacionados à pressão de vapor do líquido armazenado[1,4].
Nesse contexto, a utilização de valores tabelados ou estimados pode introduzir incertezas significativas nos inventários de emissões, especialmente para petróleos, condensados e misturas complexas cujas características variam ao longo da cadeia logística.
A adoção de métodos modernos de determinação direta da pressão de vapor permite obter dados experimentais representativos das condições reais de armazenamento e transporte, reduzindo as incertezas associadas aos cálculos de emissões.
Além da melhoria dos inventários ambientais, a medição direta da pressão de vapor possibilita:
- Identificar correntes com maior potencial emissivo
- Avaliar a necessidade de estabilização de petróleo
- Otimizar sistemas de recuperação de vapores
- Apoiar a seleção de tecnologias de armazenamento mais eficientes
- Priorizar investimentos em controle ambiental
- Aumentar a confiabilidade dos estudos de impacto ambiental
Operações que envolvem transferência de custódia ou estabilização de óleo podem utilizar o cilindro de amostragem de petróleo e GLP de pressão constante (FPC), que preserva a composição do live crude oil durante coleta e transporte. Complementando a análise de volatilidade, o analisador de ponto de fulgor Miniflash Vision identifica a temperatura mínima de evaporação inflamável. Para análise de perda evaporativa em óleos lubrificantes — que também geram emissões em tanques de armazenamento — o analisador de perda por evaporação Noack S2 quantifica a volatilidade segundo ASTM D5800.
Sob essa perspectiva, a pressão de vapor deixa de ser apenas uma propriedade físico-química e passa a atuar como um indicador operacional para gestão de emissões atmosféricas.
Como a Alutal pode ajudar nesta aplicação
A Grabner é fabricante do equipamento Minivap Vision, capaz de realizar todas as análises citadas no texto, cumprindo com as normas ASTM D6377 e D6378, além de permitir a correlação com o TVP e análise de VPCRx.
Todas as unidades são submetidas a rigorosos testes de impacto e exposição ambiental, tornando este instrumento ideal para clientes que desejam realizar análises tanto em laboratório quanto em campo, diretamente em tanques de terminais, postos de combustíveis e plataformas de petróleo.
Conclusão
A literatura consultada demonstra que a pressão de vapor constitui uma das variáveis mais influentes na geração de emissões fugitivas de hidrocarbonetos em tanques de armazenamento. Paralelamente, as metodologias internacionalmente utilizadas para inventários de emissões, especialmente o EPA AP-42, utilizam explicitamente parâmetros de pressão de vapor como dados de entrada para o cálculo das perdas evaporativas.
A evolução dos métodos ASTM D6377 e ASTM D6378 e sua incorporação pela EPA representam um avanço significativo na caracterização da volatilidade de petróleos e derivados, permitindo a substituição de estimativas indiretas por medições experimentais mais representativas das condições reais de armazenamento e transporte.
Nesse contexto, a determinação direta da pressão de vapor deve ser considerada uma ferramenta estratégica para aprimorar inventários ambientais, reduzir incertezas na quantificação de emissões fugitivas e subsidiar decisões relacionadas à mitigação de impactos atmosféricos. Sua integração aos modelos de cálculo de emissões oferece uma oportunidade concreta para aumentar a precisão das avaliações ambientais e fortalecer as práticas de sustentabilidade na indústria de armazenamento e movimentação de hidrocarbonetos.
Referências
[1] U.S. Environmental Protection Agency (EPA). AP-42: Compilation of Air Pollutant Emission Factors. Chapter 7 – Liquid Storage Tanks.
[2] U.S. Environmental Protection Agency (EPA). Alternative Test Methods for Petroleum Products and Crude Oil: ASTM D6377 and ASTM D6378.
[3] American Petroleum Institute (API). Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS).
[4] Saikomol, S.; Thepanondh, S.; Laowagul, W. Emission Losses and Dispersion of Volatile Organic Compounds from Tank Farm of Petroleum Refinery Complex. Journal of Environmental Health Science and Engineering, 2019.
[5] Yang, H.; Ren, B.; Huang, Y.; Zhang, Z.; Hu, W.; Liu, M.; Zhao, H.; Jiang, G.; Hao, Z. Volatile Organic Compounds (VOCs) Emissions from Internal Floating-Roof Tank in Oil Depots in Beijing: Influencing Factors and Emission Reduction Strategies Analysis. Science of the Total Environment, 2024, 916, 170222.
[6] Tagliaferri, F.; Sironi, S.; Invernizzi, M. Assessing VOC Dispersion from Hydrocarbon Storage Tanks: A Case Study on Emission Temporal Resolution. Applied Sciences, 2026, 16, 1851.
