Trabalho de arranjos produtivos II( falta a Introdução e a Conclusão)

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Engenharia de Petróleo
Engenharia de Superfície
Cabo Frio-RJ / 2012
Engenharia de Petróleo
Engenharia de Superfície
Fábio Felipe de Sá - 2009.01.2706-04
      
 Trabalho de arranjos produtivos II.
 Da turma de Engenharia de Petróleo
 Da Universidade Estácio de Sá sob
 Orientação do professor Humberto.
Cabo Frio-RJ / 2012
Sumário 
Introdução
Tipos de plataformas
Plataformas fixas - São unidades de produção ou perfuração fixadas no solo marinho, através de estacas ou por gravidade. São caracterizadas por estarem apoiadas diretamente no solo marinho e por serem utilizadas em lâmina d’água pequena, em torno de 300 metros. Foram as primeiras plataformas offshore a serem desenvolvidas e as mais comumente utilizadas. Porém a principal limitação desse tipo de unidade é a lamina d’água a ser instalada, uma vez que em águas mais profundas a instabilidade aumenta, fazendo com que a base desse tipo de plataforma tenha que ser muito grande, e é inviável a quantidade de aço empregada para construção desse tipo de projeto. Os poços de petróleo a serem explorados hoje estão há mais de 4000 metros e nessa profundidade são usadas as plataformas flutuantes.
Por quase não possuírem movimentos todas as plataformas fixas permitem completação seca, ou seja, a árvore de natal encontra-se na superfície. 
Plataformas Auto eleváveis – São constituídas, basicamente, de uma balsa equipada com estruturas de apoio, ou pernas, que acionadas mecânica ou hidraulicamente movimenta-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura fora da ação das ondas.
São plataformas móveis, sendo transportadas por rebocadores ou com propulsão própria, destinadas a perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em laminas d’água que variam de 5 a 130 metros.
Devido a estabilidade da unidade, as operações de perfuração são semelhantes às utilizadas a superfície, abaixo da subestrutura. Ai é conectado o equipamento de segurança e controle de poço (ESCP), que é similar ao utilizado em terra.
Estatisticamente, este é o tipo de unidade de perfuração marítima que tem sofrido maior numero de acidentes. As operações de elevação e abaixamento são criticas e sofrem bastante influencia das condições do mar. Nos deslocamentos apresentam dificuldades quanto ao reboque e, para grandes movimentações, devem ser retiradas seções das pernas para melhorar sua estabilidade. 
Plataformas submersíveis - Essas plataformas constam de uma estrutura montada sobre um flutuador, utilizadas basicamente em águas calmas, rios e baias com pequenas lamina d’água. São deslocadas até a locação com o auxilio de rebocadores. Ao chegar à locação, são lastreadas até seu casco inferior se apoiar no fundo, em geral macio e pouco acidentado. A sua utilização é limitada devido a sua capacidade de lamina d’agua 
Plataformas flutuantes – As plataformas flutuantes podem ser semi-submersíveis ou navios-sondas. As primeiras são compostas basicamente, de uma estrutura com um ou mais conveses, apoiada por colunas em flutuadores submersos. Os navios-sonda foram inicialmente adaptados, mas hoje são projetados especialmente para a perfuração.
Uma unidade flutuante sofre movimentações devido a ação das ondas, correntes e ventos, com a possibilidade de danificar os equipamentos a serem descidos no poço. Assim, é necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, dentro de um circulo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfiecie, operação a ser executada em lamina d’agua. Dois tipos de sistemas são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante: sistema de ancoragem e sistema de posicionamento dinâmico.
O sistema de ancoragem é constituído por oito a 12 ancora e cabos e/ou correntes atuando como molas que produzem esforços capazes de restaurar a posição do flutuante, modificada pela ação das ondas, ventos e correntezas.
 No sistema de posicionamento dinâmico não existe ligação física da UPM com o fundo do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores de posição determinaram a deriva de propulsores no casco acionados por computador restauraram a posição da plataforma.
Devido ao alto grau de liberdade dos movimentos da UPM durante as operações de perfuração, os revestimentos ficam apoiados no fundo do mar por intermédio de sistemas especiais de cabeça de poço, sendo que o retorno do fluido de perfuração a superfície é feito através de uma coluna camada Riser, que se estende até a plataforma.
As plataformas flutuantes podem ter ou não propulsão própria. De qualquer forma, possuem grande mobilidade, sendo preferidas para a perfuração de poços exploratórios. 
Plataforma Tension Leg: São as plataformas usadas para desenvolvimento de campos. Sua estrutura é bastante similar a plataforma semi-submersível, sendo que suas pernas principais são ancoradas no fundo do mar por meios de cabos tubulares.
O grau de flutuação da plataforma possibilita que as pernas mantenham-se tracionadas, reduzindo severamente o movimento da plataforma. Assim, as operações de perfuração e de completaçao soa iguais as das plataformas fixas.
Processamento primário de fluidos
Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas.
Como o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos, há necessidade de dotar os campos (marítimos ou terrestres) de “facilidades de produção”, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, o “processamento primário dos fluidos”, ou seja:
-A separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão;
-O tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidas para as refinarias onde é efetuada o processamento propriamente dito;
-O tratamento da água para reinjeção ou descarte.
Dependendo do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnico-econômica, uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa. As mais simples efetuam apenas separação gás/óleo/agua, enquanto que as mais complexas incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água para reinjeção ou descarte. 
Figura 1. Fluxograma do processamento primário de fluidos oriundos de poços de
petróleo.
Vasos separadores
Os fluidos produzidos passam inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo. No separador bifásico ocorre a separação gás/liquido, enquanto que no separador trifásico ocorre também a separação óleo-água.
Para maximizar a produção de óleo e de acordo com a pressão do sistema pode ser necessária a utilização de vários estágios de separação, permitindo o processamento da produção de poços que tenham diferentes pressões de fluxo.
Os separadores são fabricados na forma vertical e horizontal. Por apresentarem uma maior área superficial de interface permitindo uma melhor separação liquido/gás e gás/ líquido, os separadores horizontais são normalmente mais eficientes. São utilizados, principalmente em sistemas que apresentem espumas e altas razões gás-óleo.
As desvantagens referem-se ao manuseio dos sólidos produzidos (os verticais têm uma geometria que permite a deposição localizada no fundo do vaso, facilitando a remoção) e a maior capacidade de absorver grandes variações de fluxo (golfadas).
Os Vasos separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos para separar liquido do gás:
- Ação da gravidade e diferença de densidades – responsável pela decantação do fluido mais pesado;
- Separação inercial – mudanças bruscas de velocidade ede direção de fluxo permitindo ao gás desprender-se da fase liquida devido a inércia que esta fase possui;
- Aglutinação das partículas – contato das gotículas de óleos dispersas sobre uma superfície, o que facilita sua coalescência, aglutinação e conseqüente decantação;
- Força centrífuga – que aproveita as diferenças de densidade do liquido e do gás.
Um separador típico constitui-se de quatro seções distintas:
Seção de separação primária: Onde o fluido choca-se com defletores ou e dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o líquido se precipite para o fundo do vaso. É nesta seção que a maior parte do líquido é separada, removendo rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do líquido. Com isso, ocorre uma diminuição da turbulência, evitando o retorno do líquido para a fase gasosa. 
Seção de acumulação (coleta) do líquido: Ocorre a separação de bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que seja efetivada, o líquido deve permanecer retido durante um certo tempo (chamado tempo de retenção) que pode variar de 3 a 4 minutos.
 Seção de separação secundária: As gotículas menores de líquido carreadas pelo gás após a separação primária, são separadas. O mecanismo é o mesmo da seção de acumulação, sendo grandemente influenciado pela turbulência do gás.
Seção aglutinadora: As gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de pequenas gotículas de líquido na parte superior dos vasos, são utilizados vários tipos de extratores de nevoa.
Separadores bifásicos:
O fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido. 
A força da gravidade causa a separação das gotículas líquidas mais pesadas que deixam a corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso, onde o líquido é coletado. Esta seção de coleta assegura um tempo de retenção apropriado, necessário para que o gás se desprenda do líquido e vá para o espaço superior do separador.
O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue através da seção de separação secundária. À medida que o gás flui, pequenas gotas de líquido que ficaram na fase gasosa caem por ação da gravidade na interface gás/liquido. Algumas gotas têm diâmetro tão pequeno que não são facilmente separadas nesta seção de decantação. Entretanto, antes de deixar o vaso, o gás passa através de uma seção de aglutinação e coalescência composta por aletas de metal, almofadas de tela de arame ou placas pouco espaçadas que extraem a nevoa presente no fluido.
A pressão no separador é mantida por um controlador que atua regulando o fluxo de saída do gás pela parte superior. O líquido separado deixa o vaso através de válvula de descarga, cuja abertura ou fechamento é regulado por um controle de nível.
Separadores trifásicos
Finalidade de separar os fluidos (óleo/gás/água) produzidos em campos de petróleo;
- Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água, na seção de acumulação, o que implica na instalação de mais uma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema de controle de interface óleo/água além de alguns internos;
- Apresenta uma câmara de decantação de líquido maior que a do bifásico para que, com um tempo de residência superior (3 a 10 minutos) e o uso de dispositivos adequados, haja um aumento na eficiência de separação óleo/água.
É denominado separador de água livre, quando é usado com a finalidade de remover grande parte da água produzida que não está emulsionada com o petróleo. Através de uma válvula comandada por controlador de nível de interface água/óleo a água é liberada do vaso. O óleo, coletado em câmara independente após atingir o vertedor, também é drenado da mesma forma.
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Processamento do gás natural:
É o conjunto de processos (físicos e/ou químicos) ao qual o gás deve ser submetido, de modo a reduzir os teores de contaminantes para atender às especificações de mercado (teores máximos de enxofre, dióxido de carbono e de água), segurança, transporte ou processamento posterior. Compreende a desidratação e a dessulfurização (remoção de compostos de enxofre).
Desidratação: Pode ser feita através de processos de absorção e adsorção. A absorção é realizada em um vaso onde o gás flui contra uma corrente de glicol, de grande poder higroscópico.
O processo de adsorção: é realizado com materiais que apresentam, dentre outras características, grande área superficial e afinidade pela água. O adsorvente saturado de água é regenerado por ação do calor.
Nem sempre a desidratação é a maneira mais econômica de solucionar problemas causados pela presença de água no gás. Uma alternativa bastante usada é a aplicação de inibidores que se combinam com a água. Os mais usados são os álcoois (metanol, etanol anidro, monoetilenoglicol, etc.)
Dessulfurização: Remoção de gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre) que pode ser efetuada através de processos de absorção química e física. 
Processamento: Livre da fase líquida, o gás natural é enviado para a UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural), onde é promovida a separação de frações leves (metano e etano, que constituem o chamado gás residual) das pesadas, que possuem maior valor comercial. Antes de ser processado, o gás natural é chamado de gás úmido, por conter líquido do gás natural (LGN), enquanto o gás residual é o gás seco, pois não possui hidrocarbonetos condensáveis. Em função de vários fatores, como composição do gás, pressão disponível, recuperações desejadas, etc., podem ser usados os seguintes processos que diminuem a temperatura e/ou aumentam a pressão:
Refrigeração simples – condensação dos hidrocarbonetos mais pesados por meio da redução de temperatura, utilizando um fluido refrigerante;
Absorção refrigerada – o gás é submetido a um contato com um fluido auxiliar (óleo de absorção) numa torre a alta pressão e baixa temperatura, que é obtida com o uso de fluido refrigerante;
Turboexpansão – o abaixamento da temperatura do gás, através de sua expansão numa turbina, provoca a condensação dos hidrocarbonetos mais pesados que se deseja separar. Pode ser necessário o uso de um fluido refrigerante (turboexpansão refrigerada);
Expansão Joule-Thompson (JT) – a expansão do gás numa válvula provoca uma redução de pressão e, consequentemente, um abaixamento da temperatura. Pode ser utilizada como uma refrigeração auxiliar.
As recuperações de líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo utilizado e da “riqueza” do gás. É comum se recuperar 100% de butanos e hidrocarbonetos mais pesados, 90% a 95% de propano a até cerca de 80% de etano, em porcentagens molares.
Parte do gás residual, separado nas UPGN’s, é consumido internamente nas próprias áreas produtoras:
- Para elevação artificial do petróleo (gás-lift);
- Para promover a recuperação secundária de reservatórios através da injeção em poços;
- Como combustível.
Caso a produção de gás residual seja maior que o consumo na área de produção, o excesso é transferido (se economicamente viável) ou conduzido para queimadores. O LGN recuperado é adicionado ao óleo para transferência.
Tratamento do óleo
No processo de produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejados é a água. A quantidade de água produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de uma série de fatores, tais como:
-Características do reservatório;
-Idade dos poços produtores (normalmente a qtde de água produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo);
-Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor); A presença de água associada ao petróleo provoca uma série de problemas nas etapas de produção, transporte e refino. Na produção e transporte os maiores inconvenientes estão ligados a:
-Necessidade de superdimensionamento de instalações de coleta, armazenamento e transferência (bombas, linhas, tanques, etc);
-Maior consumo de energia;
-Segurançaoperacional (problemas de corrosão e/ou incrustação). A eliminação da água, portanto:
-Proporciona um tempo de operação mais longo das diversas unidades e equipamentos;
- Reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos;
-Propícia operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com menores custos. Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões que apresentam maior ou menor estabilidade em função principalmente do regime de fluxo e da presença de agentes emulsificantes que impedem a coalescência das gotículas de água;
- Grande parte da água que vem associada ao petróleo é facilmente separada por simples decantação (água livre) nos separadores. Para remover o restante da água, que permanece emulsionada, há necessidade de se utilizar processos físicos e químicos que aumentem a velocidade de coalescência;
Tratamento do óleo – emulsões: As emulsões são mistura de dois líquidos imiscíveis formada de uma fase dispersa e uma contínua, separadas por uma película estável, constituída de agentes emulsificantes;
Microscopia de uma emulsão
do tipo água-em-óleo
O aparecimento de emulsões estáveis de petróleo do tipo água-em-óleo e a natureza do petróleo são os fatores críticos para o uso dessa tecnologia, pois:
-tem-se que adicionar produto químico (desemulsificante) para quebrar a emulsão;
-tem-se aquecer o petróleo para aumentar a velocidade de quebra da emulsão e a velocidade de separação da água do óleo;
-tem-se que promover tempo de separação para que óleo e água segreguem-se em diferentes fases. Este tempo de separação é oferecido no interior dos vasos separadores (gravitacional e eletrostático).
O tratamento termoquímico consiste na quebra de emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45° a 60°C, em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores e que são bastante usados em campos de petróleo terrestres;
-A aplicação de um campo elétrico de alta voltagem a uma emulsão faz com que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica alinhadas na direção do campo, com pólos induzidos de sinais contrários, que criam uma força de
Atração provocando a coalescência. Este é o princípio dos tratadores eletrostáticos, que são frequentemente encontrados nos sistemas marítimos de produção;
Tratador eletrostático: Separação de um líquido condutor disperso em um meio pouco condutor;
As gotas de água se polarizam e tendem a passar da forma esférica para a forma elíptica;
Tratamento da água
Tipicamente, a água proveniente dos separadores e tratadores de óleo é enviada para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para um tubo de despejo (produção offshore). Todo o óleo recuperado nas várias etapas é recolhido em um tanque recuperador de óleo, retornando ao processo.
-A função do vaso desgaseificador é remover traços de gás ainda presentes no líquido. Geralmente é um separador trifásico de baixa pressão. Os gases separados são encaminhados para um dispositivo de queima.
Tratamento de água (hidrociclones): Os hidrociclones (deoilings) são equipamentos para a separação líquido-líquido desenvolvidos, especificamente, para a separação óleo-água, que no casos de sistemas de produção, são instalados, usualmente, após os separadores de produção trifásicos ou, em alguns casos, após os tratadores eletrostáticos.
Teoria de funcionamento: A água produzida entra no liner através de entradas tangenciais onde a energia potencial da água é transformada em energia centrífuga. Esta força centrífuga direciona o fluido mais denso (água) para as paredes do liner e o fluido menos denso (óleo) para o centro do corpo do liner. A manutenção da pressão da corrente de rejeito, por onde sai o óleo recuperado, sempre abaixo da pressão de saída de água garante o direcionamento do cone de óleo no sentido oposto ao da saída da água.
Tratamento de água (flotadores) O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de contato entre as bolhas de gás e as gotas de óleo, como as fases gás e óleo são menos densas do que a água, ambas tenderão a ascender naturalmente. Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do óleo, é de se esperar que as bolhas ascendem com uma velocidade maior do que as gotas de óleo. Esta diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) bolha-gota. Em muitos casos, o movimento da água ao redor das bolhas pode afastar as gotas, reduzindo assim a possibilidade do contato bolha gota.
Principais processos de flotação:
-Flotação por gás induzido (FGI);
-Flotação por gás dissolvido (FGD);
-Eletroflotação;
Conclusão
Referências Bibliográficas 
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