Processamento primário de petroleo, Manual de Engenharia Mecânica. Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS)
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stfanu15 de Junho de 2015

Processamento primário de petroleo, Manual de Engenharia Mecânica. Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS)

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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO

RECURSOS HUMANOS UNIVERSIDADE PETROBRAS Escola de Ciências e Tecnologias E&P

PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO Editor Rosana Kunert Autores André Luis Figueira da Silva José Erasmo de Souza Filho João Batista Vianey da Silva Ramalho Marcel de Vasconcelos Melo Mauro de Moura Leite Nilo Índio do Brasil Oswaldo de Aquino Pereira Junior Roberto Carlos Gonçalves de Oliveira Robson Pereira Alves Roni Fabio Dalla Costa Rosana Kunert Walmir Gomes Rio de Janeiro Março de 2007

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Sumário 1.Introdução ........................................................................................................................... 3 1.1. Ocorrência e produção de petróleo ............................................................................... 3 1.2. A geração de emulsões de petróleo .............................................................................. 4 1.3. Impactos da produção de água ......................................................................................6 1.4. Processamento primário de petróleo ............................................................................ .8 7 2. Separação dos Fluidos ....................................................................................................11 2.1. Equipamentos ..............................................................................................................11 2.2. Sistemas de separação ................................................................................................13 2.3. Principais problemas operacionais ................................................................................17 3. Tratamento de Petróleo .....................................................................................................19 3.1. Mecanismos de estabilização de emulsões ................................. ...................... ..... 19 3.2. Fatores que afetam a estabilidade de emulsões ....................................................... 21 3.3. Mecanismos de desestabilização de emulsões ...........................................................22 3.4. Métodos de desestabilização de emulsões.................................................................. 24 3.4.1 Adição de desemulsificante ........................................................................... 24 3.4.2.Aquecimento ...................................................................................................25 3.4.3.Aumento do teor de água .............................................................................. .26 3.4.4.Uso do campo elétrico .....................................................................................26 3.4.5.Uso do campo centrífugo ............................................................................... 28 3.5. Tratamento eletrostático ........................................................................................... 28 3.6. Novas tecnologias ................................................................................................... 30 3.6.1. Separador tubular ........................................................................................... 30 3.6.2. Separador ciclônico ..........................................................................................31 3.6.3. Centrífuga ........................................................................................................31 3.6.4. Coalescedores eletrostáticos ...........................................................................32 4. Tratamento e Processamento do Gás Natural ..................................................................35 4.1. Características .............................................................................................................35 4.2. Condicionamento .........................................................................................................38 4.2.1 Compressão ......................................................................................................39 4.2.2. Desidratação ................................................................................................... 40 4.2.3. Remoção de gases ácidos ...............................................................................42 4.3. Processamento (UPGN) ................................................................................................44 5. Tratamento de água produzida ...................................................................................46 5.1. Composição .................................................................................................................46 5.2. Tratamento primário das águas oleosas..................................................................... 47 5.3. Equipamentos e tecnologias ....................................................................................... 49 5.3.1. Tratador gravitacional convencional...................................................................49. 5.3.2. Flotação ............................................................................................................50 5.3.3. Hidrociclones .....................................................................................................51 6. Cenário futuro no E&P ..................................................................................................53

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1. INTRODUÇÃO 1.1 OCORRÊNCIA E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO O petróleo, conforme a teoria da origem orgânica, é formado pela decomposição de grandes quantidades de material vegetal e animal que, sob ação da pressão e calor gera misturas de compostos constituídos majoritariamente por moléculas de carbono e hidrogênio - os hidrocarbonetos. Geralmente, o petróleo depois de formado não se acumula na rocha na qual foi gerado – rocha geradora ou rocha matriz, mas migra sob ação de pressões do subsolo, até encontrar uma rocha porosa, que, se cercada por uma rocha impermeável (rocha selante ou rocha capeadora), aprisiona o petróleo em seu interior. E é a partir deste reservatório que o petróleo é extraído, se as condições de porosidade da rocha e a quantidade acumulada de material formar uma jazida comercial. Dependendo da pressão e do local em que se encontra o petróleo acumulado, é comum encontrar o gás natural ocupando as partes mais altas do interior do reservatório, e o petróleo (óleo) e a água salgada ocupando as parte mais baixas, muito em função da diferença de densidade e da imiscibilidade entre as fases. A figura 1 ilustra, de maneira esquemática, a distribuição de fases no interior de um reservatório típico de petróleo.

água

óleo

gás

Fig. 1 – Reservatório típico de petróleo. Por conta desta configuração no reservatório e das condições necessárias para a produção, não apenas petróleo e gás são produzidos, mas também água e sedimentos (areia e outras impurezas sólidas em suspensão, como material de corrosão, produtos de incrustação por exemplo) em quantidades variadas. Além destes, deve-se considerar que outros compostos não hidrocarbônicos também podem estar presentes no sistema, tais como os contaminantes CO2,e H2S, quer na fase gasosa ou mesmo arrastados/dissolvidos na fase líquida.. Via de regra nenhuma destas fases é produzida isoladamente. Assim, o gás é produzido em quantidade e composição variada e percorre as tubulações de produção como bolhas arrastadas no óleo. Alternativamente, gotículas de óleo podem ser arrastadas como névoa no gás.

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A água de formação pode ser levada pelo gás na forma de vapor. Quando no estado líquido, pode ser produzida como água livre, dissolvida ou emulsionada como gotículas dentro do óleo. Mesmo a água livre separada, além dos sais presentes, contém sedimentos, gases dissolvidos e óleo arrastado. A água livre é relativamente fácil de separar, por decantação enquanto que a água dissolvida normalmente não é removida da corrente de petróleo por ser relativamente baixos os seus teores (da ordem de 0,02% a 20oC). Por outro lado, a água emulsionada requer tratamentos especiais para sua remoção. Uma emulsão é a mistura de dois líquidos imiscíveis, sendo um dos quais disperso no outro, sob a forma de gotículas, que mantém-se estabilizada pela ação de agentes emulsificantes. Há, de um modo geral emulsões do tipo óleo-em-água (O/A), onde a água é a fase externa; e emulsões do tipo água-em-óleo (A/O), onde o óleo é a fase externa. A figura 2 mostra a imagem de uma emulsão A/O formada por diminutas gotas de água dispersa no petróleo.

Fig. 2 – Imagem de uma emulsão de petróleo do tipo A/O por microscopia. 1.2 A GERAÇÃO DE EMULSÕES DE PETRÓLEO Dentre os contaminantes mais indesejáveis, sem dúvida é a água que causa maiores dificuldades para ser removida, quer devido à quantidade ou à forma (emulsionada) em que pode estar presente na fase líquida. Esta água presente nos fluidos produzidos pode ter duas origens. Ou é proveniente do próprio reservatório (água de formação) ou foi introduzida no sistema produtor em conseqüência da utilização de processos de recuperação secundária, tais como injeção de água ou vapor. No início da produção de um reservatório, o teor de água no petróleo produzido tende a ser zero. Porém, com a continuidade da produção, este teor tende a aumentar, sendo comum ultrapassar 50%. A água produzida pode se aproximar de 100% à medida que o poço chega ao fim de sua vida produtiva. Quando a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água, diz-se que o campo é maduro, sendo este teor avaliado pelo ensaio de BS&W (Basic Water and Sediment) que determina também o teor de sedimentos. A figura 3 mostra um quadro com o histórico e a previsão de produção e injeção

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de água num sistema produtor típico da Bacia de Campos.

Fig. 3 – Histórico e Previsão de Produção e Injeção de água na Bacia de Campos. No reservatório as fases água e óleo encontram-se separadas. No entanto, em função da forte agitação imposta ao longo do processo de elevação e do intenso cisalhamento causado pela forte despressurização através da válvula choke, podem-se formar emulsões do tipo A/O. A válvula choke é utilizada para regular e limitar a vazão de produção dos poços. Cada poço possui sua válvula choke que se encontra instalada na linha de chegada do poço na Unidade de Produção. A figura 4 mostra um sistema de produção com injeção de água do mar.

BACIA DE CAMPOS: Histórico e Previsão de Produção e Injeção (Considerada a Eficiência Operacional)

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Produção de Óleo

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Fig. 4 – Esquema de um Sistema de Produção com injeção de água do mar. 1.3. IMPACTOS DA ÁGUA PRODUZIDA A separação da água produzida com o petróleo faz-se necessária, pois, além de não apresentar valor econômico, a água apresenta sais em sua composição, tais como cloretos, sulfatos e carbonatos de sódio, cálcio, bário e magnésio, dentre outras espécies químicas, que podem provocar a corrosão e a formação de depósitos inorgânicos nas instalações de produção, transporte e refino. As emulsões de petróleo do tipo A/O apresentam viscosidade muito superior a do petróleo desidratado, afetando portanto as operações de elevação e escoamento em função do aumento das perdas de carga, que podem levar à perda de produção e à perda de eficiência do sistema de bombeio e transferência. Por outro lado, se as emulsões forem desestabilizadas durante a elevação e o escoamento da produção, poderá haver o aumento da taxa de corrosão dos dutos e das linhas de produção e poderá ocorrer o aparecimento de depósitos inorgânicos (incrustação), principalmente no interior da coluna de produção, em função do aparecimento de água livre contendo sais em sua composição. Nesse caso, deverá ser utilizado material construtivo adequado ou usar produto químico inibidor de corrosão e produto químico antiincrustante. Outro problema decorrente do aparecimento de água livre durante a elevação e o escoamento é a formação de hidrato, que poderá bloquear total ou parcialmente as linhas de produção (figura 5) e levar a perda de produção. O hidrato é uma estrutura cristalina formada

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a partir da água e das frações leves do petróleo (metano, etano e propano), a baixas temperaturas e em elevadas pressões. O surgimento de hidrato é crítico durante uma parada de produção, pois a água livre e o gás, mantidos pressurizados no interior das linhas de produção, serão resfriados pelas correntes marítimas profundas.

Fig. 5 – Hidrato formado em linha de produção. No processamento primário de petróleo, a elevada viscosidade das emulsões dificulta a separação da água e provoca o aparecimento de espuma, requerendo o uso de temperaturas elevadas para tratar o petróleo e o consumo de produtos químicos, especialmente o desemulsificante e o antiespumante. Por outro lado, se as emulsões forem submetidas à intensa agitação e cisalhamento, serão formadas gotas de tamanhos menores, tornando a emulsão mais estável. Conseqüentemente, será necessário empregar maior temperatura de processamento e/ou utilizar equipamentos com maiores dimensões, além do maior consumo de desemulsificante. A dificuldade de tratamento será maior se a emulsão sofrer envelhecimento. Incrustações também poderão ser formadas no interior dos equipamentos de processo e nas linhas de água. Destaca-se a incrustação de carbonato de cálcio, obtida a partir da decomposição do bicarbonato solúvel, e as incrustações de sulfato de bário, de cálcio e de estrôncio, formadas a partir do contato da água de formação, rica em bário, cálcio e estrôncio, com a água do mar, rica em sulfato, que é injetada para manter a pressão do reservatório. As incrustações podem causar entupimentos e bloqueios, que diminuem a eficiência e do tempo de serviço dos equipamentos e das linhas. Se a água co-produzida não for adequadamente separada nas unidades de produção e se, durante o transporte para os terminais ela separar-se no interior dos tanques de armazenamento de petróleo ou nos tanques dos terminais, serão gerados custos adicionais de operação, para removê-la, tratá-la e descartá-la. Ademais, se a água não for removida durante o processo de produção, ela onerará o custo do transporte, pois será computada como petróleo.

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Na refinaria, durante a destilação do petróleo, poderá haver a formação de depósitos inorgânicos, após a evaporação da água. Os cloretos de cálcio e magnésio podem hidrolisar- se e formar o ácido clorídrico, que poderá atacar o topo das torres de destilação. Após a evaporação da água, cristais de cloreto de sódio ficam dispersos nas frações pesadas, como é o caso do resíduo de vácuo, que é utilizado para a produção de óleo combustível e de asfalto. O cloreto de sódio no óleo combustível provoca o aparecimento de resíduos de queima, capazes de agredir as caldeiras e os fornos. O cloreto de sódio reduz a ductibilidade do asfalto. Parte do resíduo de vácuo é utilizada como carga para as unidades de craqueamento catalítico (FCC) que, por operarem a temperaturas de até 700°C, podem promover a formação de ácido clorídrico a partir do cloreto de sódio. A outra parte do sal não decomposto no processo de FCC pode aderir à superfície do catalisador de FCC e, durante a regeneração do catalisador, poderá haver a formação de compostos que irão diminuir a atividade do catalisador. 1.4. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO As correntes de fluidos de diferentes poços que chegam através dos manifolds de produção até a superfície, em terra ou nas plataformas, não se encontram ainda adequadas à utilização ou exportação. Como o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), há necessidade de dotar os campos (marítimos ou terrestres) de facilidades de produção, que são instalações destinadas a efetuar o processamento primário dos fluidos, ou seja, a separação gás/óleo/água (figura 6).:

Reservatório

Elevação

Coleta

Manifold de Coleta

Separação gás/líquido

Gás

Líquido

Separação água/óleo

Óleo

Separação óleo/água

Óleo

Água

Tratamento CondicionamentoÁgua

Água Tratada

Manifold Distribuição

Injeção

Descarte

Fig. 6 – Esquema simplificado do Processamento Primário de Fluidos (Petróleo).

Assim, o processamento primário da produção tem como finalidades: - promover a separação óleo/gás/água;

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- tratar ou condicionar os hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias ou Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs);

- tratar a água para que seja destinada à condição ambiental e tecnicamente mais aceitável (descarte ou reaproveitamento).

De acordo com os estudos de reservatório e de viabilidade técnico-econômica, um sistema de produção poderá ter uma planta de processamento bem simples ou mais complexa. As plantas simplificadas efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto as mais completas incluem tratamento e estabilização do óleo, condicionamento e compressão do gás, tratamento da água oleosa, além do tratamento de água para injeção no reservatório e descarte. A pressão na qual os separadores operam pode variar bastante, dependendo do grau de separação gás-óleo desejado e da pressão do óleo no sistema de produção. A separação em estágios, que tipicamente envolve separadores de alta, intermediária e baixa pressão em série, visa maximizar a produção de óleo e permitir que vários poços com diferentes pressões de escoamento possam ser alimentados numa mesma facilidade de produção. Após uma separação primária das correntes de fluidos produzidos, ocorre o tratamento individual das fases gás, óleo e água a fim de se atingir as especificações necessárias à comercialização do óleo e gás e as especificações ambientais para o descarte da água. Por exemplo:

• O gás natural não pode conter quantidades excessivas de CO2 e H2S. e deve ser

liberado a uma pressão especificada. O gás não deve conter vapor de água que pode condensar e formar hidratos e causar perdas de carga adicionais ou causar corrosão nas tubulações. Conforme a especificação para Gás Natural constante da Portaria 104/2002 da Agência Nacional de Petróleo (ANP), o máximo aceitável é de 3 a 5 libras por milhão de pé cúbico (lb/Mscf) sendo a especificação interna da Petrobras mais rígida (máximo 2 lb/Mscf).

• O óleo não pode conter excessivas quantidades de água e sedimentos (BS&W) e sais

dissolvidos na água. Valores típicos máximos são 1% de BS&W e 570 ou 285 mg/L (ou ppm - partes por milhão) de sal no óleo, o primeiro limite para consumo interno e o segundo para exportação.

• A água produzida deve possuir um valor limitado de óleo disperso (teor de óleo e

graxas - TOG) para poder ser descartada. As regulamentações internacionais para plataformas limitam em 10 a 40 mg de óleo por litro de água. No Brasil este valor é de 20 mg/L. Também a temperatura deve ser controlada para o descarte.

Na figura 7 apresenta-se as principais especificações exigidas para as correntes gás, óleo e água produzida (para descarte), após o processamento primário realizado no E&P.

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CORRENTE PARÂMETRO ESPECIFICAÇÃO

Gás *

Teor de água máx. 3 a 5 lb/Mscf (na BR: 2lb/Mscf)

Teor de H2S. máx. 10 a 15 ppm

Teor de Inertes, CO2 máx. 4% vol (na BR: 2%vol.)

Óleo

BS&W Refino: máx. 1% vol

Exportação: máxi. 0,5% vol

Teor de sais Refino: máx.: 570 mg/L (em NaCl)

Exportação: máx. 285 mg/L (em NaCl)

Água produzida

TOG máx. 20 ppm

Temperatura máx. 40oC *Portaria ANP Fig. 7 – Principais especificações dos fluidos após o Processamento Primário .

No sistema de gás, compressores podem ser necessários para elevar a pressão do gás ao nível desejado para a tubulação. Vários estágios de compressão podem ser necessários para comprimir as correntes de baixa e intermediária pressão. Os compressores são normalmente acionados por turbinas a gás. Compressores devem ser dimensionados com certo grau de flexibilidade para atender as variações nas pressões e vazões volumétricas dos gases que ocorrem durante a vida de um campo. Alguns campos requerem que o gás produzido passe por um processo de remoção de H2S, quando o teor deste contaminante é elevado. A maioria das facilidades de produção requer que o gás passe por um sistema de remoção do vapor de água presente no gás a fim de reduzir a possibilidade de formação de hidratos (sólidos de hidrocarbonetos leves e água que podem obstruir o sistema de gás).

No sistema de óleo, o principal problema é a remoção de água emulsionada, que também contém os sais dissolvidos e alguns sedimentos inorgânicos. Os vasos tratadores de óleo utilizam uma combinação de métodos que se baseiam na adição de compostos químicos (chamados desemulsificantes), calor, introdução de um campo elétrico e tempo de residência para romper a película de compostos emulsificantes que circundam as gotículas de água permitindo que elas se coalesçam, formando gotas maiores que decantam e permitem a separação em duas fases líquidas, uma oleosa e uma aquosa. Se o óleo produzido tiver um elevado teor de sal pode ser necessário adicionar água fresca ao óleo para permitir a diluição dos sais dissolvidos na água remanescente que sai com o óleo tratado.

A corrente de água produzida que escoa dos separadores trifásicos e do vaso tratador de óleo necessitam passar por um tratamento que visa remover gotículas de óleo que escaparam dos processos anteriores. Tanques separadores (skimmers), hidrociclones e flotadores a gás podem ser utilizados para alcançar o limite máximo admissível de óleo na água a ser descartada ou injetada nos poços.

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2. SEPARAÇÃO 2.1. EQUIPAMENTOS Numa instalação de processamento primário de fluidos o gás, por ser menos denso, é inicialmente separado do líquido por ação da gravidade em equipamentos denominados separadores. Um separador típico de produção é dotado de vários dispositivos internos para aumentar a eficiência de separação. Alguns exemplos são os defletores de entrada, quebradores de espuma, de ondas e de vórtice, extrator de névoa ou demister. Para fins didáticos, pode-se dizer que são quatro as seções de um separador típico: seção de separação primária, de acumulação (ou de coleta de líquido), de separação secundária (ou de decantação) e de aglutinação (figura 6).

Entrada

Seção de Separação Primária

Gás

Líquido

Seção de Separação Secundária

Seção de Acúmulo de Líquido

Seção de Aglutinação

Saída de Gás

Saída de Líquido

Fig. 8 - Seções e dispositivos internos de um Separador Bifásico Horizontal Na seção primária, localizada na entrada do vaso, o fluido (líquido e gás) choca-se com dispositivos defletores que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluxo. ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório fazendo com que o líquido se desloque para o fundo do vaso por ação da gravidade, separando-so do gás. É nesta seção que a maior parte do líquido é separada, acumulando-se no fundo do vaso, denominado de seção de acumulação de líquido, por um tempo de retenção de 3 a 4 minutos, suficiente para permitir a separação do gás remanescente e, em alguns casos (nos separadores trifásicos), de grande parte da água.

Na seção secundária, as gotículas maiores de óleo, oriundas da fase gasosa, são separadas por decantação. As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa e que ainda não se separaram são, na seção de aglutinação (localizada geralmente próxima a saída do gás), removidas do fluxo gasoso através de meios porosos que por possuirem grande área de contato facilitam a coalescência e decantação das gotas. Utilizam-se vários tipos de extratores de névoa, tais como, aletas de metal, almofadas de tela de arame, placas pouco espaçadas, por exemplo.

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A pressão no separador é mantida por um controlador que atua regulando o fluxo de saída do gás na parte superior. O líquido separado deixa o vaso através de uma válvula de descarga, cuja abertura ou fechamento é efetuado através de um controlador de nível. Os separadores são fabricados nas formas horizontal e vertical (figuras 8 e 9, respectivamente ). Por apresentarem uma maior área superficial de interface permitindo uma melhor separação líquido/gás e gás/líquido, os separadores horizontais são normalmente mais eficientes, sendo utilizados principalmente em sistemas que apresentem espumas e altas razões gás/óleo. As principais desvantagens destes separadores, por outro lado, são a dificuldade de remoção dos sólidos produzidos (os verticais têm uma geometria que permite a deposição localizada no fundo do vaso facilitando sua remoção) e a menor capacidade de absorver grandes variações de fluxo (golfadas).

Fig.9 - Separador trifásico vertical Os separadores podem ainda ser do tipo bifásico (figura 8), quando promovem a separação gás/líquido (separadores de gás), ou trifásico (figura 9 ), separadores de água livre, que, adicionalmente, promovem a separação da água. Os trifásicos apresentam uma maior seção de decantação de líquido que possibilita uma separação melhor do óleo/água. Também há necessidade da instalação nesses separadores, de:

- um condutor de líquido, para não perturbar a interface óleo/água, e um espalhador na saída desse condutor e abaixo da interface óleo/água, para distribuir o líquido homogeneamente através da área do vaso. Água e óleo fluem em contracorrente;

- um condutor de gás ou chaminé, para equalizar a pressão de gás entre a seção de

coleta inferior de líquido e a seção superior de decantação.

Saída de Gás

Entrada

Condutor de Líquido

Espalhador

Chaminé

Defletor de Entrada

Saída de Água

Extrator de Nevoa

Válvula de Controle de Pressão

Saída de Óleo

Válvula de Controle de Nível

Água

Óleo

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2.2. SISTEMAS DE SEPARAÇÃO Os sistemas de separação dos fluidos de produção podem ser subdivididos em quatro tipos:

• Sem separação de fluidos • Com separação bifásica • Com separação trifásica • Com separação trifásica e tratamento de óleo

No primeiro tipo (figura 10) – sem separação de fluidos – a planta de processo visa executar somente teste e avaliação da produção dos poços. O escoamento do fluido produzido é efetuado em fluxo multifásico pelo oleoduto até uma planta central onde ocorrerá o processamento.

Fig. 10 -

Separador de Teste

Gás

Exportação

Sistema sem Separação de Fluidos

Poços

Petróleo

No segundo tipo (figura 11) – com separação bifásica – a planta de processo é bastante simples, consistindo de coletores de produção, separador de teste, separadores bifásicos de produção, tanque acumulador (surge tank) e sistema de transferência e medição da produção, além das facilidades para aproveitamento do gás associado e utilidades (água, ar comprimido e energia elétrica). Neste tipo não há descarte de água produzida, que é transferida junto com o óleo.

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Fig. 11 -

Poços

Petróleo

Anti-espumante Desemulsificante

Separador de Produção

Gás

Surge Tank

Gás

Óleo Sistema com Separação Bifásica

No terceiro tipo (figura 12)– com separação trifásica – a planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste, separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e transferência de óleo por oleoduto, instalações para tratamento e aproveitamento do gás além de utilidades em geral.

Fig. 12 -

Poços

Petróleo

Anti-espumante Desemulsificante

Separador de Produção

Óleo

Gás

Água Oleosa

Sistema com Separação Trifásica No quarto tipo (figura 13) – com separação trifásica e tratamento de óleo – similar ao terceiro tipo, a planta possui adicionalmente tratador eletrostático (para tratamento de óleo), que tem como objetivo reduzir o teor de água emulsionada, a fim de enquadrar o óleo, nos padrões de qualidade estabelecidos para o refino.

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Fig. 13 -

Poços

Petróleo

Anti-espumante Desemulsificante

Separador 1O Estágio

Óleo Separador 2O Estágio

Separador 3O Estágio

Dessalgação

Gás Gás

Água Oleosa

Gás

Sistema com Separação Trifásica e Tratamento de Óleo A Bacia de Campos (UN-BC e UN-RIO) possui vários Sistemas de Produção, operando em diversas áreas e distribuídos como segue: (Tipo 1: sem separação de fluidos; 2: com separação bifásica; 3: com separação trifásica; 4: com separação trifásica e tratamento eletrostático; 5: só com tratamento eletrostático):

PLATAFORMA

CAMPO

CAPACIDADE PROCESSAM. ÓLEO (BPD)

TIPO DE

PLATAFORMA

TIPO DE SISTEMA

UN-BC PVM1 VERMELHO 13.000 FIXA 1 PVM2 VERMELHO 13.000 FIXA 1 PVM3 VERMELHO 13.000 FIXA 1 PCP1 CARAPEBA 15.000 FIXA 1 PCP2 CARAPEBA 15.000 FIXA 1 PCP3 CARAPEBA 20.000 FIXA 1 PPG1 PARGO 26.500 FIXA 4 PNA1 NAMORADO 40.000 FIXA 3 PNA2 NAMORADO 60.000 FIXA 3 PCH1 CHERNE/BAGRE 50.000 FIXA 3 PCH2 CHERNE 60.000 FIXA 3 PCE1 ENCHOVA/BONITO 86.000 FIXA 2 PPM1 PAMPO 85.000 FIXA 4 PGP1 GAROUPA / GAROUPINHA 200.000 FIXA 4 SS06 Área Sul 170.000 SS 5 P07 BICUDO 50.000 SS 2 P08 MARIMBÁ 52.000 SS 3 P09 CORVINA / Malhado / Congro 40.000 SS 2 P12 LINGUADO 50.000 SS 2 P15 PIRAÚNA 45.000 SS 2 P18 MARLIM 110.000 SS 3 P19 MARLIM 100.000 SS 4 P20 MARLIM 65.000 SS 2 P25 ALBACORA 100.000 SS 2

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P26 MARLIM 125.000 SS 4 P27 VOADOR 50.000 SS 4 P31 ALBACORA 100.000 FPSO 4 P32 MARLIM 120.000 FSO 5 P33 MARLIM 60.000 FPSO 4 P35 MARLIM 130.000 FPSO 4 P37 MARLIM 180.000 FPSO 4 P47 MARLIM 150.000 FPSO 5

ESPF ESPADARTE 100.000 FPSO 4 FPSO Cidade do Rio de Janeiro

(dezembro 2006)

ESPADARTE

100.000

FPSO

4

UN-RIO P40 / P38 MARLIM-SUL–MÓD 1 156.000 SS/FSO 4

P43 BARRACUDA 150.000 FPSO 4 P48 CARATINGA 150.000 FPSO 4 P50 ALBACORA LESTE 180.000 FPSO 4

FPSO MLS MARLIM-SUL–MÓD 1 100.000 FPSO 4 FPSO Brasil RONCADOR 90.000 FPSO 4 P51 (2008) MARLIM SUL–MÓD 2 180.000 SS 4 P52 (2007) RONCADOR– MÓD 2 180.000 SS 4 P53 (2007) MARLIM LESTE 180.000 FPU 4 P54 (2007) RONCADOR– MÓD 2 180.000 FPSO 4 P55 (2010) RONCADOR– MÓD 3 180.000 SS 4 P56 (200?) MARLIM SUL – MÓD. 3 100.000 ? 4

FR (?) FRADE 100.000 ? 4 UEP-RO4(20??) RONCADOR – MÓD. 4 ? ? -

UEP-MLS4 (20??) MLS – MÓD. 4 ? ? - PRA (2006) Plataforma somente de rebombeio

UN-ES FPSO Capixaba GOLFINHO 100.000 FPSO 4 FPSO SEILLEAN GOLFINHO 20.000 FPSO 2

P34 (2006) JUBARTE 60.000 FPSO 4 FPSO Cidade de

Vitória (2007) GOLFINHO - MÓD 2 100.000 FPSO 4

P57 (2010) JUBARTE – MÓD. 2 180.000 FPSO BR 4 UN-BS

PMXL1 (2009) Mexilhão 20.000 bpd (cond)

15 106 m3 (gás)

FIXA Gás

MLZ1 Merluza 5.000 bpd (cond)

1,8 106 m3 (gás)

FIXA Gás

SS-11/FSO Avaré Coral / Estrela do Mar 20.000 SS/FSO 4

OBSERVAÇÕES: - A PRA irá receber a produção já tratada da P-40, P-51, P-52, P-53, P-55 e a UEP-RO4. - A P-38 deverá ser o FSO da PRA. - O ano indicado entre parênteses indica o ano previsto para implantação do projeto. - A operadora do campo de Frade é a Chevron. - A Shell opera o FPSO Fluminense (parceria PETROBRAS/SHELL) no campo Bijupirá/Salema. A pressão de trabalho do separador também pode ser modificada, visando otimizar a produção de óleo e aproveitar o gás produzido. É comum termos o processo de separação em estágios, ou seja, em alta pressão (~9 kgf/cm2 ), em média pressão (~3 kgf/cm2) e baixa

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pressão (próxima a atmosférica), que é a pressão do tanque acumulador (surge tank). Depois da etapa de separação, as fases óleo, gás e água seguem para o tratamento que é necessário para que tais produtos se enquadrem nos regulamentos e nas especificações para consumo ou venda.

2.3. PRINCIPAIS PROBLEMAS OPERACIONAIS

Apesar da separação de fluidos ser um processo relativamente simples, alguns problemas podem causar dificuldades durante a separação gás/líquido e óleo/água. Dentre eles cita-se: - Formação de espuma: o gás, de menor densidade tende a separar-se com facilidade, porém a presença de impurezas presentes no líquido poderão possibilitar o maior arraste de gotas, gerando as espumas. A presença de espuma no interior de um vaso separador, por tratar-se de uma estrutura de grande volume específico, além de reduzir dramaticamente a área de escoamento do gás, aumenta o arraste de líquido na saída de gás (LCO – Liquid Carry Over). Esse carreamento de líquido pode ocasionar danos aos compressores, que se encontram usualmente entre os equipamentos de maior custo, que compõem as facilidades de produção. Os instrumentos de controle de nível de líquido no vaso, entre os quais, as chaves de alarme e de parada automática (shut down) podem ser levados a atuar pela presença de espuma, ocasionando deficiente controle de nível, ou até mesmo parada do equipamento, e conseqüente perda de produção. Um dos procedimentos utilizados para combater a espuma formada e/ou evitar sua formação é aquecer os fluidos a serem separados ou utilizar antiespumantes, preferencialmente o silicone. A formação de espumas tem sido controlada nas plataformas da Petrobras, pois todos separadores operam aquecidos e dispõem de dispositivos internos para a separação das gotas arrastadas (demister) porém, com o advento da separação submarina, onde espera-se uma separação em temperaturas em torno de 60°C e com pressões mais elevadas que as utilizadas nas instalações de superfície e, portanto com menor teor de gás a ser liberado, o problema da formação de espuma poderá passar a ser mais freqüente, merecendo portanto cuidados especiais. - Produção de areia: Proveniente dos reservatórios, a areia que vem com o líquido causa erosão das válvulas e obstrução dos internos acumulando-se no fundo do separador, de onde é removida pelos drenos. A melhor solução do problema é evitar a sua produção. - Parafinas: são hidrocarbonetos saturados de elevado peso molecular que podem separar- se do petróleo caso a temperatura de produção dos fluidos seja inferior à temperatura de aparecimento de cristais (TIAC). As parafinas cristalizam-se e são arrastadas pelo fluido até que, ao chegar aos vasos separadores, onde as velocidades são reduzidas, acabam depositando-se e obstruindo o equipamento e as linhas de transferência. A forma de evitar a deposição de parafinas é operar a temperaturas superiores à TIAC.

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- Arraste de óleo pelo gás. Ocorre quando: o nível de líquido está muito alto, existe dano em algum componente interno, há formação de espuma, a saída de líquido está obstruída ou o equipamento está subdimensionado. Já o arraste de gás pelo líquido pode ser um indicativo de nível muito baixo de líquido ou falha no sistema de controle de nível.

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3. TRATAMENTO DE PETRÓLEO

Os separadores gravitacionais trifásicos removem a água livre, porém não conseguem retirar do óleo efluente a água emulsionada, que necessita ser removida para atender às especificações de exportação. Estas especificações limitam o teor de BS&W em no máximo 1% em volume e o teor de sais dissolvidos na água em no máximo 570 mg/L de sais no óleo. Para entender melhor o funcionamento dos Tratadores de óleo é importante conhecer melhor as emulsões do tipo A/O. 3.1. MECANISMOS DE ESTABILIZAÇÃO DE EMULSÕES Uma emulsão é formada quando dois líquidos imiscíveis sofrem uma forte agitação e por conseqüência são levados a um íntimo contato, ocorrendo a dispersão de um deles, sob a forma de gotículas, no outro líquido. No caso das emulsões de petróleo, a fase dispersa é a água e a fase contínua, o petróleo. De acordo com a dimensão das gotículas dispersas, a água apresenta-se na fase óleo como: - livre, quando o diâmetro de gota é superior a 1000 µm; - dispersão grosseira, para diâmetro de gota entre 100 e 1000 µm; - emulsão pouco resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 20 e 100 µm; - emulsão resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 0,5 e 20 µm; - dispersão coloidal, quando o diâmetro de gota é inferior a 0,5 µm; - água solúvel, quando a mesma encontra-se solubilizada a nível molecular no petróleo. A existência de energia cisalhante que é imposta aos fluidos durante sua produção, apesar de gerar a dispersão da água co-produzida na fase óleo, não é suficiente para estabilizar uma emulsão. Para que uma emulsão seja considerada estável, três condições devem ser satisfeitas:

• existência de dois líquidos imiscíveis em contato; • agitação para misturá-los intimamente; • existência de agentes emulsificantes.

Sem a terceira condição, i.e., a existência de agentes emulsificantes, a dispersão apesar de formada tenderá à separação das fases puras, que é, termodinamicamente, a situação de menor energia do sistema constituído por fluidos imiscíveis. Os agentes emulsificantes são espécies químicas presentes no petróleo que apresentam ação surfactante ou tensoativa em função de sua estrutura molecular. Estes compostos apresentam em suas moléculas regiões polares e apolares que lhes conferem um caráter anfifílico (hidrofílico e lipofílico), isto é dupla afinidade, tanto pela água como pelo óleo. Assim, quando as gotas de água são geradas, esses emulsificantes migram e alojam-se na superfície desstas gotas, criando uma barreira (película ou filme interfacial), que impede o contato entre as gotas, e portanto sua coalescência. A rigidez do filme irá depender da natureza e da quantidade de moléculas de emulsificantes adsorvidos na superfície das gotas e do grau de empacotamento dessas moléculas.

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A figura 14 mostra, esquematicamente, uma gota de água de uma emulsão de petróleo do tipo A/O. Observe-se que a gota apresenta moléculas de emulsificantes adsorvidas em sua superfície, dando origem a um filme interfacial que a reveste e protege.

Fig. 14 – Representação de uma gota de água de uma emulsão do tipo A/O. Compostos presentes nas frações mais pesadas do petróleo como as resinas, os ácidos naftênicos e, principalmente, os asfaltenos são os emulsificantes naturais que mais se destacam na formação e na estabilização das emulsões de petróleo do tipo A/O. Normalmente, quando se aumenta a quantidade de asfaltenos e de ácido naftênicos, aumenta a estabilidade dessas emulsões. As resinas têm sido relatadas como substâncias estabilizantes dos asfaltenos no petróleo, diminuindo a adsorção dos asfaltenos na superfície das gotas. Sólidos finamente divididos adsorvidos, com características anfifílicas, também são adsorvidos na superfície das gotas, como por exemplo as argilas e também promovem a estabilização das emulsões de petróleo do tipo A/O. Dependendo da natureza química dos compostos emulsificantes presentes na interface dois mecanismos de estabilização podem ser observados: por repulsão elétrica ou por impedimento estérico. Na repulsão elétrica, os grupos polares dos emulsificantes são capazes de interagir eletricamente com a água, formando uma camada elétrica superficial (figura 15), que causa a repulsão entre as gotas e impede o contato entre elas. Os sólidos finamente divididos também possuem carga elétrica superficial que pode causar a repulsão entre as gotas. Este tipo de estabilização, no entanto, é mais comum quando a fase externa é água, i.e., nas emulsões do tipo O/A. .

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Fig. 15 – Repulsão elétrica entre duas gotas de água. Por outro lado, no mecanismo de estabilização por impedimento estérico, é a parte apolar das moléculas dos emulsificantes naturais adsorvidos que impede a aproximação e o contato entre as gotas (figura 16). Este é o caso, por exemplo, quando compostos asfaltênicos, de elevado peso molecular e com cadeias complexas depositam-se na interface, criando uma barreira física, conhecida como película ou filme interfacial.

Fig. 16 – Impedimento estérico entre duas gotas de água. 3.2. FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES Basicamente, a estabilidade das emulsões de petróleo do tipo A/O irá depender:

• da natureza do petróleo; • do envelhecimento da emulsão • da presença de sólidos • do tamanho das gotas geradas; • do volume de fase dispersa .

A estabilidade de uma emulsão de petróleo do tipo A/O depende muito da natureza e daquantidade de emulsificantes naturais existentes no petróleo. Assim, quanto maior for a quantidade de emulsificantes naturais existentes no petróleo, mais estável será a emulsão, pois maiores quantidades desses emulsificantes irão concentrar-se na superfície das gotas de água e mais difícil será sua remoção da interface. O envelhecimento da emulsão também é outro fator determinante da estabilidade da emulsão. Se a emulsão, ao ser gerada, não for logo desestabilizada, mais emulsificantes naturais irão depositar-se na interface e mais estável será a emulsão e tanto maior será a rigidez do filme interfacial. Normalmente, os petróleos mais pesados, com menor valor de densidade API, apresentam maior quantidade de emulsificantes naturais em sua composição.

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A presença de sólidos finos na interface também torna mais rígido o filme interfacial e portanto dificulta seu rompimento e por conseqüência, a coalescência das gotas. Evidentemente a estabilidade de uma emulsão também está relacionada com o tamanho das gotas de água geradas, pois quanto menor o tamanho das gotas de água geradas, menor será sua velocidade de sedimentação. O tamanho das gotas de água geradas está diretamente relacionado com a intensidade de cisalhamento a qual a emulsão foi submetida. Além destes fatores, o volume da fase dispersa, i.e., a densidade populacional de gotas presentes na fase óleo também tem efeito sobre a estabilidade das emulsões. Assim, à medida que se aumenta o teor de água na emulsão, aumenta a população de gotas de água existentes na emulsão, aumentando-se a probabilidade de colisão e a coalescência entre elas. Por conseguinte, pode haver a diminuição da estabilidade da emulsão com o aumento do teor de água. Por outro lado, é observado o aumento do tamanho das gotas em função do aumento do teor de água. Entretanto, ao se atingir determinado valor de teor de água, não haverá mais incorporação de toda água ao petróleo, pois se atinge a saturação do sistema. Nesse caso, parte da água mantém-se emulsionada e a outra parte apresenta-se na forma livre. Os petróleos com densidade inferior 30°API formam emulsões bastante estáveis e apresentam aparecimento de água livre com teores de água superiores a 70% em volume. 3.3. MECANISMOS DE DESESTABILIZAÇÃO DE EMULSÕES Os mecanismos de desestabilização de emulsões são aqueles que dizem a respeito à quebra da emulsão . Eles são classificados de acordo com seu acontecimento cronológico e consistem na floculação, coalescência e sedimentação. A floculação é a aglomeração das gotas em agregados (fig. 12) quando a emulsão é posta em repouso. É um processo reversível, mas é importante para a desestabilização das emulsões, pois permite que as gotas aproximem-se, predispondo-as à coalescência.

Fig. 17 – Floculação das gotas de água. Durante a etapa de coalescência, ocorre efetivamente a ruptura do filme interfacial e a fusão das gotas em outra de maior tamanho e peso (figura 18). O surgimento de gotas de maior tamanho favorece a etapa subseqüente, a sedimentação. Esta etapa é a mais crítica para o processo de separação de fases, pois requer que os mecanismos de estabilização da emulsão tenham sido vencidos, o que só ocorre na presença de produtos desemulsificantes.

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Fig. 18 – Fenômeno de coalescência. A última etapa é a sedimentação, na qual ocorre a separação das fases por ação de um campo, por exemplo, o gravitacional. A velocidade de sedimentação de uma gota é descrita pela equação de Stokes (eq. 1) :

g. .18

d).( v

o

2 goa

g η ρ−ρ

= (1)

onde: vg - velocidade de sedimentação da gota, cm/s; ρo - massa específica do óleo, g/cm³; ρa - massa específica da água, g/cm³; ηo - viscosidade absoluta do óleo, g/cm.s; dg - diâmetro da gota, cm; g - aceleração da gravidade, cm/s².

Várias conclusões podem ser retiradas desta equação: • quanto menor a diferença entre as massas específicas das fases (ρa - ρo), menor é a

velocidade de sedimentação da gota de água. Desta maneira, os petróleos mais pesados (mais densos) apresentam maior dificuldade em separar água pelo mecanismo de segregação gravitacional;

• quanto maior a viscosidade da fase externa (ηo), menor é a velocidade de sedimentação das gotas de água. Normalmente, os petróleos mais pesados exibem maior viscosidade, apresentando maior dificuldade em separar água. Como o aumento da temperatura é acompanhado da diminuição da viscosidade do meio, os petróleos pesados requerem o uso de maiores temperaturas de processo para separar a água;

• quanto menor o diâmetro da gota de água (dg), menor é sua velocidade de sedimentação. Portanto, se possível, deve-se evitar que as emulsões de petróleo sejam submetidas a intensas taxas de cisalhamento. A escolha de métodos de elevação que imponham menores taxas de cisalhamento é de suma importância para a posterior separação da água do petróleo;

• se a intensidade do campo gravitacional for aumentada, a velocidade de segregação da gota de água será maior.

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Ressalte-se que o modelo ideal proposto por Stokes não leva em conta os fenômenos e as interações físico-químicas envolvidas, além do fenômeno de coalescência que altera o tamanho das gotas. 3.4. MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES DE PETRÓLEO Diferentes métodos de desestabilização das emulsões de petróleo do tipo A/O são empregados para promover a quebra das emulsões em campo. Eles serão apresentados a seguir. 3.4.1 ADIÇÃO DE DESEMULSIFICANTE O desemulsificante é um produto químico que desloca os emulsificantes naturais da superfície das gotas, permitindo a coalescência das gotas. A figura 19 ilustra, de maneira simplificada, este mecanismo. Inicialmente, o desemulsificante chega à interface e desloca os emulsificantes naturais, desestabilizando a emulsão. Em seguida, ocorre a coalescência das gotas em gotas de maior tamanho e peso. Finalmente, ocorre a sedimentação das gotas de água, separando as fases água e petróleo, por segregação gravitacional.

Fig. 19 – Esquema da quebra da emulsão

pela ação do desemulsificante.

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