2 Coleta offshore

Prévia do material em texto

Engenharia do Petróleo e Gás
REFINO DO PETRÓLEO E GÁS
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Prof. Dr. Guillermo Ruperto Martín Cortés
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Objetivos de Aprendizagem
 Descrever definição e uso
 Aplicar requisitos de qualidade
 Ilustrar a fase de estocagem, movimentação e transferência de óleo
 Desenvolver produtos
Competências Relacionadas: XIV, XV,XVI, XVII, XVIII
2
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
3
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Petróleo e gás natural batem recordes de produção em 2022
A produção anual média de petróleo e de gás natural bateu recorde no ano passado. A de petróleo ficou em 3,021 milhões de barris por dia (bbl/d), valor 2,47% acima do recorde registrado em 2020, quando atingiu 2,948 milhões de bbl/d. A produção de gás natural atingiu média anual de 138 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia) em 2022, superando em 2,98% a marca de 134 milhões de m³/dia, observada no ano de 2021.
As informações constam do boletim mensal da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
4
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Em dezembro de 2022, a produção total foi de 3,955 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), sendo 3,074 milhões bbl/d de petróleo e 140,14 milhões m³/d de gás natural. No petróleo, houve queda de 0,7% na comparação com o mês anterior. Na comparação com dezembro de 2021, houve aumento de 8,3%.
No gás natural, a produção caiu 0,2% em relação a novembro e subiu 6% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.
5
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Pré-sal
A produção no Pré-sal em dezembro foi de 2,986 milhões de boe/d e correspondeu a 75,5% da produção brasileira. Foram produzidos 2,347 milhões de bbl/d de petróleo e 101,56 milhões de m³/d de gás natural por meio de 135 poços. Houve aumento de 0,7% em relação ao mês anterior e de 10,2% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.
No mês de dezembro, o aproveitamento do gás natural foi de 97,4%. Foram disponibilizados ao mercado 52,96 milhões de m³/d, e a queima foi de 3,71 milhões de m3/d. Houve aumento na queima de 1,5% em relação ao mês anterior e de 11,4% na comparação com dezembro de 2021.
6
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Produção 
Os campos marítimos produziram, em dezembro do ano passado, 97,6% do petróleo e 84,3% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 91,15% do total produzido. A produção ocorreu em 5.955 poços, sendo 499 marítimos e 5456 terrestres. 
 O campo de Tupi, no Pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, em dezembro, registrando 837,92 mil bbl/d de petróleo e 39,11 milhões de m³/d de gás natural. 
7
Publicado em 08/02/2023 - 19:09 Por Douglas Corrêa – Repórter da Agência Brasil - Rio de Janeiro Disponível em: https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2023-02/petroleo-e-gas-natural-batem-recordes-de-producao-em-2022
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Brasil re-injeta 50% da produção de gás natural em 2022.
Reinjeção do insumo atingiu maior nível em novembro do ano passado: 51,4% do que foi produzido. Em comparação a 2021, houve alta de 5 p.p.
Por Lais Carregosa 11.fev.2023 (sábado) - 18h57.
Metade da produção nacional de gás natural voltou aos poços em 2022, segundo dados da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) compilados pelo Poder360. Foram cerca de 25 bilhões de m3 (metros cúbicos) reinjetados –o que representa 50% da produção anual. A taxa mensal de reinjeção atingiu o maior patamar da série histórica em novembro: 51,4% da produção. Superou os 50% mais duas vezes: em maio (51%) e outubro (51%).
8
Disponível em: (https://www.poder360.com.br/energia/brasil-reinjeta-50-da-producao-de-gas-natural-em-2022/) © 2023 Todos os direitos são reservados ao Poder360, conforme a Lei nº 9.610/98.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
No Brasil, cerca de 85% do gás natural produzido estão associados ao petróleo. Ou seja, ambos estão presentes nos reservatórios. Para produzir óleo, as empresas têm que extrair gás natural. Restam às petroleiras duas opções: comercializar o gás ou reinjetá-lo.
9
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Alguns motivos justificam a reinjeção de gás: alto teor de gás carbônico, cujo tratamento é custoso; aumento da produção de petróleo, por meio da injeção de gás natural, gás carbônico, água e outros fluidos visando a aumentar a pressão dos reservatórios; falta de infraestrutura de escoamento. 
Em países com um perfil similar de produção, as taxas de reinjeção de gás são mais altas. Variam de 20% a 35%. 
Contudo, o percentual de 50% no Brasil está acima de seus pares. Isso por causa da falta de infraestrutura de escoamento do gás.
10
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Os campos com maior produção do país, Tupi e Búzios, têm também as maiores taxas de reinjeção. Em 2022, a reinjeção mensal de Tupi variou de 42% a 48%. 
Já Búzios reinjetou de 75% a 86% da produção. Segundo a Petrobras, operadora de ambos os ativos, o gás natural produzido na Bacia de Santos tem alto teor de contaminantes, como o gás carbônico (CO2) e o sulfeto de hidrogênio (H2S). “No processo de remoção destes contaminantes, uma parcela significativa do gás produzido precisa ser, necessariamente, reinjetada”, afirmou a estatal. 
11
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
De acordo com a empresa, o gás do campo de Búzios tem 23% de concentração de CO2. Nesse caso, a estratégia é reinjetar total ou parcialmente o insumo. Já Tupi tem concentração inferior a 20%, com maior potencial de escoamento da produção para uso comercial. 
De acordo com a Petrobras, a “estratégia ótima” tem unidades que extraem o gás para escoamento enquanto reinjeta correntes ricas em gás carbônico.
12
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
13
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Há duas rotas de escoamento da produção de gás natural do Pré-sal: os gasodutos Rota 1 e Rota 2, que interligam os campos às UPGNs (unidades de processamento de gás natural) em Caraguatatuba (SP) e em Cabiúnas (RJ). Essas estruturas exercem papel semelhante às refinarias de petróleo. 
Desde 2014, a Petrobras planeja o gasoduto Rota 3 para ampliar o escoamento da produção de gás, acompanhando o aumento da oferta do insumo. O duto desemboca no Polo Gaslub –antigo Comperj, redimensionado depois da Operação Lava Jato. A previsão é que a infraestrutura entre em operação em 2024.
14
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Ao Poder360, a Petrobras afirmou que, caso o gasoduto estivesse em operação em 2023, seria possível aumentar a oferta de gás natural em até 10 milhões de m3 por dia. 
Até 2032, a estatal EPE (Empresa de Pesquisa Energética) estima que haverá necessidade de construção de 1 novo gasoduto de escoamento no pré-sal, para dar vazão à produção no bloco BC-M-33, batizado de Pão de Açúcar e operado pela norueguesa Equinor. 
A estatal também espera um novo duto na Bacia de Sergipe-Alagoas –onde a Petrobras descobriu grandes reservas de gás.
15
Disponível em: (https://www.poder360.com.br/energia/brasil-reinjeta-50-da-producao-de-gas-natural-em-2022/) © 2023 Todos os direitos são reservados ao Poder360, conforme a Lei nº 9.610/98.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Explotação (Perfuração + Produção)
A fase explotatória do campo petrolífero engloba as técnicas de desenvolvimento e produção da reserva comprovada de hidrocarbonetos de um campo petrolífero. A explotação corresponde a perfuração e posterior produção do reservatório a partir do poço perfurado.
A fase de produção em poços terrestres (on-shore), após exaurir os recursos da explotação primária, pode ocorrer de três formas:
a) Bombeamento Mecânico;
b) Injeção de Gás;
c) Injeção de Água.
16
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
17
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
A seguir a produção em mar através de plataformas, também denominada de off-shore:18
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
19
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Transporte: Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente, próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é necessário o transporte da produção através de embarcações, caminhões, vagões, ou tubulações (oleodutos e gasodutos). No caso off-shore a especialização vai em navios aliviadores e dutos de alta especialização. O resto dos processos são similares aos utilizados on-shore.
Refino: Consiste na etapa de processamento da mistura de hidrocarbonetos (óleo e gás), água e contaminantes proveniente da rocha reservatório a partir da perfuração do poço e sua posterior explotação.
O processo de refino é importante porque é a partir dele que ocorrerá a obtenção dos mais diversos produtos utilizados nas mais variadas aplicações. São os chamados produtos derivados do petróleo (gasolina, GLP, querosene, entre outros).
20
Para toda a Unidade a Fonte: Editor Rosana Kunert. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO. UNIVERSIDADE PETROBRAS. Escola de Ciências e Tecnologias E&P. Rio de Janeiro - Março de 2007
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O processo de beneficiamento dos produtos obtidos via off-shore também segue para a obtenção dos derivados necessários, e também atende a duas fases físicas dos hidrocarbonetos:
a) UPGN (Unidade de Processamento do Gás Natural): processo de refino cuja matéria prima é o gás úmido ou gás não associado.
b) REFINARIA: as refinarias de petróleo constituem o mais importante exemplo de plantas contínuas de multiprodutos. Uma refinaria, em geral, processa um ou mais tipos de petróleo, produzindo uma série de produtos derivados, como o GLP (gás liquefeito de petróleo), a nafta, o querosene e o óleo diesel.
21
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
A COLETA é definida como o fluxo que ocorre no fundo do mar (cuja tubulação está em contato com a água de mar) até a plataforma. Nesse cenário, o atrito passa a formar parte importante da vazão. Deve-se considerar os longos trechos horizontais ou de pouca inclinação pelos que o fluxo deve escoar, em que essa forma predominante da tubulação deve ser vencida pelo escoamento. 
Existe ainda um trecho em catenária chamado de riser, que é o trecho que liga a tubulação de fundo à plataforma de produção. A pesar de o riser ser praticamente vertical, as pressões nesse trecho costumam ser baixas, é uma grande quantidade de gás é liberada. Assim, a quantidade da fração fase líquida tende a ser baixa, bem inferior à existente na coluna de produção. Por isso, a componente vertical desse trecho não é tão significativa. 
22
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Considerando todo a acima dito sobre esses trechos, deve ser feito ênfase no estudo do escoamento multifásico e seus perfis hidráulicos que auxiliam na determinação do gradiente de pressão das partes atribuídas à gravitação e a parcela correspondente ao atrito ou fricção.
Como pode ser previsto, devido ao ambiente em que acontece a COLETA, durante a mesma se produz grande troca térmica entre o fluxo da produção e as águas do mar por causa da convecção que ocorre entre o próprio mar e as temperaturas baixas da água do mar.
23
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Nas regiões da Bacia de Santos da Bacia de Campos, nas profundidades abaixo dos 800 m, a temperatura do mar fica próxima dos 4 °C. Por isso, ao elaborar os projetos de elevação e escoamento, se procura isolar as linhas flexíveis para reduzir a troca térmica e evitar diversos problemas relacionados com a garantia de escoamento.
A redução da troca térmica também traz benefício em quanto a redução do consumo de energia para levar os fluidos até a plataforma. Nisso influem, sobre todo, os regimes de fluxo dos fluidos em produção, durante o escoamento. Quando o regime é laminar, como no caso dos óleos bastante viscosos, o gasto de energia em função da fricção depende diretamente da viscosidade, (Andreolli, 2016).
24
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
A relação entre a Elevação e Escoamento com o resto das áreas envolvida na produção dos hidrocarbonetos é muito ampla e complexa. Isso pode se entender considerando a Elevação e Escoamento e sua relação com a Perfuração e Completação, a Engenharia Submarina, a Geologia, a Engenharia de Reservatórios, o pré-processamento ou processamento primário e toda a ligação entre essas áreas.
25
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O diâmetro da coluna de produção que será aplicado durante a Elevação e Escoamento se define considerando a vazão proveniente do Reservatório. Todos esses são utilizados durante o planejamento das etapas de perfuração e completação quanto aos diâmetros das brocas e da coluna de produção o que resulta essencial para que a função Perfuração e Completação seja efetuada eficientemente.
26
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O sentido da perfuração, seja através de poços verticais, dirigidos ou horizontais também depende de todos esses dados o que com certeza, vai influir sobre o Índice de Produtividade – IP, as pressões e temperaturas que os equipamentos vão suportar durante a vazão que vai caracterizar a Elevação e Escoamento.
A eficiência e capacidade dos equipamentos da Engenharia de Plataforma resultam em informação importante para que a Elevação e Escoamento possa elaborar os procedimentos operacionais que gerenciem a produção do campo na fase produtiva de modo eficiente e seguro.
27
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Logicamente, os produtos coletados off-shore também seguem os mesmos processos que os produtos on-shore e segundo seu tipo e qualidade também servem de matéria-prima para a produção dos diversos derivados citados na unidade anterior nos slides 15 e 16..
Também seguem para sua distribuição e comercialização pelos caminhos já citados acorde com a logística de operações determinada pela ANP e as empresas produtoras.
28
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
As etapas de processamento primário são também similares as que são realizadas com os crus obtidos em terra. Apenas as diferenças físicas reais de que on-shore os sistemas de separação, armazenamento e transporte vão desde os poços produtores para os equipamentos junto deles.
Off-shore, a maior parte dos sistemas de pré-tratamento se localizam na superfície e muitas vezes, centralizados a grande distância dos poços produtores. Somente nos últimos anos, as empresas Shell e Petrobras, começaram a testar sistemas submersos de separação cujos resultados são constantemente avaliados porque seu sucesso deve significar uma importante economia de tempo e dinheiro.
29
2 – Coleta de produção offshore 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.
30
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Esquema simplificado do Processamento Primário de Fluidos (Petróleo).
Nota: O esquema ao lado independe da localização das jazidas, seja on ou off-shore.
31
24/03/2023
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O processamento primário da produção tem como finalidades:
promover a separação óleo/gás/água;
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).
32
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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. 
Asplantas 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.
33
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
34
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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).
35
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
36
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Principais especificações exigidas para as correntes gás, óleo e água produzida (para descarte), após o processamento primário realizado no E&P.
37
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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).
38
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
39
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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. (Cujos croquis já foram mostrados na unidade anterior)
40
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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
41
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
No primeiro tipo – sem separação de fluidos (figura) – 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.
42
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
No segundo tipo – com separação bifásica (figura) – 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.
43
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
No terceiro tipo (ver figura)– 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.
44
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
No quarto tipo (ver figura) – 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.
45
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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;
 Tipo 2: com separação bifásica; 
Tipo 3: com separação trifásica; 
Tipo 4: com separação trifásica e tratamento eletrostático; 
Tipo 5: só com tratamento eletrostático):
46
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
47
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
48
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
49
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
50
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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 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 especificaçõespara consumo ou venda.
51
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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. Como pode se conferir são os mesmos problemas que surgem no ambiente on-shore.
52
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
53
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
MECANISMOS DE ESTABILIZAÇÃO DE EMULSÕES
Uma emulsão é formada quando dois líquidos imiscíveis sofrem uma forte agitação e por consequência 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.
54
2 – Coleta de produção offshore de 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 mm ;
- dispersão grosseira, para diâmetro de gota entre 100 e 1000 mm ;
- emulsão pouco resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 20 e 100 mm;
- emulsão resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 0,5 e 20 mm ;
- dispersão coloidal, quando o diâmetro de gota é inferior a 0,5 mm ;
- água solúvel, quando a mesma encontra-se solubilizada a nível molecular no petróleo.
55
2 – Coleta de produção offshore de 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.
56
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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. 
57
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
58
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
A figura 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.
Representação de uma gota de água de uma emulsão do tipo A/O.
59
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
60
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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 slide 62), 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.
61
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Repulsão elétrica entre duas gotas de água.
62
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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). 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.
63
Impedimento estérico entre duas gotas de água.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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 .
64
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
A estabilidade de uma emulsão de petróleo do tipo A/O depende muito da natureza e da quantidade 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. 
65
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
A presença de sólidos finos na interface também torna mais rígido o filme interfacial e portanto dificulta seu rompimento e por consequência, a coalescência das gotas.
66
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
67
2 – Coleta de produçãooffshore de petróleo
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.
68
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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 (ver figura) 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.
69
Floculação das gotas de água.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Na coalescência, se rompe o filme interfacial e as gotas formam outra de maior tamanho e peso (figura). Isso favorece a sedimentação, que é a etapa mais crítica para a separação de fases, pois requer que os mecanismos de estabilização da emulsão tenham sido vencidos, o que só ocorre na presença de produtos desemulsificantes.
70
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Quanto menor a diferença entre as massas específicas das fases, 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, 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;
71
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
72
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
- 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 ilustra, de maneira simplificada, este mecanismo.
73
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
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.
74
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Cada petróleo requer o uso de uma formulação específica de desemulsificante que é selecionada pelo fabricante junto á Unidade de Produção, sendo o mecanismo de atuação do desemulsificante ainda pouco elucidado. Atualmente os desemulsificantes utilizados são tipicamente constituídos de misturas de copolímeros em bloco de óxido de etileno (EO) e de propileno (PO), com diferentes relações molares EO/PO. A cadeia etilênica é a porção hidrofílica enquanto a cadeia propilênica é a lipofílica. 
75
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Normalmente, as bases de desemulsificantes são obtidas mediante a propoxilação seguida da etoxilação de um adutor (A-O), comumente o glicerol, a resina fenólica e a resina epóxi. As formulações comerciais de desemulsificantes são obtidas mediante a mistura dessas bases, o que permite formular desemulsificantes com diversos balanços hidro-lipofílicos (HLB) de acordo com as características do petróleo a ser tratado. A fórmula química geral de uma base de desemulsificante é:
(A-O)x-(PO)n(EO)m
76
Etoxilação: processo industrial no qual óxido de etileno é adicionado a álcoois de ácidos graxos para resultar em propriedades detergentes. A invenção do processo é atribuída a Schöller e Wittwer na empresa IG Farben.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
ETOXILAÇÃO
O óxido de etileno (C2H4O) é uma molécula em que há um anel formado por dois átomos de carbono e um átomo de oxigênio, com quatro átomos de hidrogênio completando as valências dos carbonos. Esse anel se liga a qualquer composto que apresente um hidrogênio ácido, como álcoois graxos, ácidos carboxílicos e aminas. Essas reações normalmente são processadas em meios catalisados por bases, sendo o hidróxido de potássio e o hidróxido de sódio as bases mais usadas. 
77
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Propoxilação
Essa reação é análoga à reação de etoxilação, e pode ocorrer em álcoois, álcoois etoxilados, ácidos, aminas e óleos vegetais. 
Os compostos propoxilados são nomeados como derivados de Polipropileno glicol, que é abreviado como “PPG”, seguido pelo número médio de óxido de propileno. Exemplo: PPG-10 Lauryl Ether. 
78
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O ponto de injeção do desemulsificante também é um fator importante para seu desempenho. Usualmente é injetado em linha, a montante do sistema de tratamento, numa região de fluxo turbulento, para sua perfeita mistura na emulsão. O ponto de injeção deve ser localizado o mais afastado possível da planta de processamento primário, para que a ação do produto seja mais efetiva. 
A prática de injetar o desemulsificante no interior do poço está sendo usada nos novos projetos de óleos pesados, pois melhora a ação de desestabilização das emulsões ao impedir que os emulsificantes naturais migrem para a interface das gotas de água geradas durante o escoamento do petróleo.
79
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
AQUECIMENTO
O aquecimento da emulsão é acompanhada da diminuição da viscosidade do meio que é fundamental, conforme a equação de Stokes para aumentar a velocidade de sedimentação das gotas. 
Além da influência sobre a viscosidade, o aquecimento também:
aumenta a difusibilidade do desemulsificante no meio, facilitando a chegada do desemulsificante na superfície das gotas;
aumenta a taxa de colisão entres as gotas, pelo aumento do movimento browniano;
facilita a drenagem do filme intersticial;
diminui a rigidez do filme interfacial, facilitando a ruptura do filme e a coalescência das gotas;
80
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
 Na figura observa-se os gráficos de viscosidade em função da temperatura para óleos de diferentes oAPI.
Variação da viscosidade com a temperatura para alguns petróleos
81
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
AUMENTO DO TEOR DE ÁGUA
À medida que aumenta o teor de água na emulsão, aumenta a população de gotas de água.
Esse aumento é acompanhado de maior proximidade e do aumento do tamanho das gotas. Com o aumento da população de gotas na emulsão, o sistema disperso torna-se mais instável, pois aumenta a probabilidade de colisão entre as gotas, condição essencial para o processo de coalescência.
82
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
USO DE CAMPO ELÉTRICO
Quando uma gota de água é submetida a um campoelétrico intenso, ocorre a formação de um dipolo induzido (figura). A polarização da gota faz com que ocorra seu alongamento, na direção do campo elétrico.
83
Formação de dipolo induzido.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Quando várias gotas se encontram vizinhas umas as outras, as gotas alinham-se na direção do campo elétrico e ocorre a formação de dipolos induzidos de sentidos contrários que se atraem (figura). Essa atração gerada faz com que se aumente a taxa de colisão e de coalescência entre as gotas.
84
Atração elétrica entre as gotas de água.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O processo de desidratação eletrostática utiliza densidade de campo elétrico entre 0,2 kV/cm e 2 kV/cm, com o uso de corrente alternada (AC) e freqüência elétrica entre 50 Hz e 100 Hz.
Devido ao uso de corrente alternada, o comportamento senoidal do campo elétrico faz com que as gotas sofram alongamentos e contrações sucessivas. Desta maneira, o filme interfacial fica submetido a vibrações longitudinais, que causam a dessorção de parte dos emulsificantes naturais, favorecendo a coalescência das gotas.
85
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Entretanto, se a gota de água for submetida à intensidade de campo elétrico muito elevado, poderá haver o alongamento demasiado das gotas, ocasionando sua ruptura e a formação de gotas de menores tamanhos. 
É por isso que o gradiente de tensão não deve superar seu valor crítico, da ordem de 4 kV/cm.
86
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Pode-se também utilizar corrente contínua (DC) para promover a coalescência das gotas. Neste caso, as gotas seguem até a região entre as placas energizadas e adquirem a carga da placa mais próxima, sendo então aceleradas em direção à placa com carga oposta (figura), colidindo com outras gotas e coalescendo, dando origem a gotas maiores que serão capazes de sedimentar sob ação da gravidade.
87
Movimento eletrocinético das gotas de água entre as placas de corrente contínua (DC).
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
USO DE CAMPO CENTRÍFUGO
Baseando-se na equação de Stokes, pode-se deduzir que a velocidade de segregação de uma gota de água dispersa num meio oleoso pode ser aumentada de várias grandezas com o aumento do campo gravitacional.
As centrífugas são equipamentos providos de um rotor capaz de girar com velocidades elevadas, dando origem a campo centrífugo que permite separar boa parte de água do petróleo.
88
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
TRATADORES ELETROSTÁTICOS
Há, basicamente, dois tipos de tratadores eletrostáticos utilizados na indústria de petróleo. O de baixa velocidade, usado pelo E&P em que a emulsão é introduzida no vaso em escoamento laminar e o de alta velocidade, usado nas Refinarias, em que a carga é alimentada em regime turbulento.
No tratador de baixa velocidade, a carga é introduzida pela parte inferior do vaso cilíndrico horizontal e distribuída ao longo do seu comprimento. Desta forma, a emulsão sofre uma pré-lavagem pela camada de água, podendo remover-se sais e outras partículas sólidas presentes na emulsão, além de promover-se alguma coalescência das maiores gotículas de água.
89
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Por diferença de densidade a emulsão, já com teores menores de água vai subindo em direção ao campo elétrico, sofrendo sucessivas reduções no seu conteúdo de água a medida que o campo elétrico vai se intensificando desde o nível da interface água-óleo até os eletrodos. Assim, quando a emulsão alcança o campo elétrico principal, entre os dois eletrodos, onde o gradiente de tensão é mais elevado, ocorre a eliminação das gotas de menor diâmetro, completando-se o processo.
90
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Esquema e a configuração do tratador de baixa velocidade.
91
Configuração de um tratador eletrostático de baixa velocidade e dos eletrodos
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Nos tratadores eletrostáticos de alta velocidade, a carga é diretamente introduzida na região entre os eletrodos, favorecendo a coalescência mais rápida das gotas de água, quer pela maior população de gotas na região entre eletrodos, quer pela captura das gotas menores pelas maiores. 
Desta maneira, os tratadores eletrostáticos de alta velocidade apresentam dimensões ligeiramente inferiores aos tratadores de baixa velocidade. 
92
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Apesar da injeção de carga de entrada na região entre os eletrodos favorecer a coalescência, esse tipo de configuração é muito suscetível às variações na carga de entrada, principalmente em relação ao teor máximo de água, à presença de água livre e ao tamanho das gotas de água, que poderá acarretar uma desestabilização do sistema elétrico, ocasionado curto-circuito na região entre os eletrodos. 
Como as correntes de fluidos produzidos no E&P estão sujeitas a maiores flutuações composicionais, preferencialmente os tratadores de baixa velocidade são adotados no segmento upstream.
93
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
Configuração de um tratador eletrostático de alta velocidade e dos eletrodos.
94
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
NOVAS TECNOLOGIAS. 
As novas tecnologias despontam para o uso de equipamentos que permitam separar a água do petróleo a temperaturas menores do que as empregadas pelo uso de tecnologias convencionais e/ou diminuir as dimensões dos equipamentos. Desta maneira, essas tecnologias têm sido denominadas tecnologias compactas. A maioria delas encontra-se em desenvolvimento e carecem de serem testadas para avaliar seu real desempenho.
95
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
SEPARADOR TUBULAR
O separador tubular é um equipamento com diâmetro e comprimento de uma tubulação, e que utiliza o mecanismo de separação gravitacional para separar a água do petróleo. No interior do equipamento, a espessura da camada de óleo é mantida suficientemente pequena, para promover rápida sedimentação das gotas de água. Com isto, diminui-se o tempo de residência requerido ao líquido no interior do equipamento, e, por conseguinte, diminui-se tamanho do equipamento.
96
Separador Pipeseparator da empresa norueguesa HYDRO.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
SEPARADOR CICLÔNICO. Esta tecnologia promove a separação de fluidos com diferentes densidades, gás de líquido e óleo de água mediante a utilização da força centrífuga, obtido por meio da transformação da energia de pressão da carga de alimentação.
CENTRÍFUGA. O uso de centrífuga para desidratar petróleos é outra tecnologia que está sendo investigada, tendo o foco da pesquisa direcionado para o tratamento de petróleos pesados (14-18°API) em ambiente offshore, os quais requerem o emprego de elevadas temperaturas de processo (120°C a 180°C), pelo uso da tecnologia convenciona l. Com o uso de centrífugas, vislumbrasse utilizar temperaturas entre 90°C e 100°C para desidratar os petróleos pesados.
97
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
As centrífugas são capazes de desenvolver campo centrífugo da ordem de 5 000 g a 10 000 g, que promove a separação da água do petróleo por forças centrífugas criadas no interior do equipamento.
As centrífugas a serem usadas na desidratação de petróleos são do tipo discos empilhados - disc stack centrifuge.
98
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
COALECEDORES ELETROSTÁTICOS
Estão sendo desenvolvidos para aumentar a taxa de coalescência entre as gotas de água, utilizando um campo elétrico para aumentar desempenho dos separadores gravitacionais. Hoje em dia, estão sendo disponibilizados no mercado quatro tipos de coalescedores eletrostáticos:
Compact Electrostatic Coalescer (CEC);
Inline Electrostatic Coalescer (IEC);
Vessel Internal Electrostatic Coalescer (VIEC);
Low Water Content Coalescer (LOWACC).
99
100
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O CEC e o IEC foram desenvolvidos para serem instalados em linha, a montante de um separador gravitacional. 
O VIEC e o LOWACC, alternativamente, são instalados no interior dos separadoresgravitacionais. 
O CEC é de propriedade da Aker Kvaerner, uma empresa norueguesa. 
O IEC, o VIEC e o LOWACC foram desenvolvidos pela Vetco, também norueguesa. Os eletrodos desses coalescedores são recobertos de material isolante, que evita o aparecimento de curto-circuito, em função dos altos teores de água existentes na corrente produzida.
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O CEC é um vaso contendo eletrodos concêntricos, entre os quais é desenvolvido o campo elétrico. O IEC somente possui um eletrodo.
A figura ilustra o CEC e sua montagem na entrada de um separador gravitacional.
101
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O módulos do VIEC são instalados para ficar posicionados na camada de óleo do separador gravitacional. Normalmente, instalam-se dois conjuntos de VIEC no interior do separador, como mostra a figura:
102
2 – Coleta de produção offshore de petróleo
O LOWACC pela geometria dos eletrodos, intensifica o campo elétrico variável, aumentando ainda mais a taxa de coalescência entre as gotas.
Campo elétrico gerado entre os eletrodos do
LOWACC.
O LOWACC foi projetado para ser instalado a
 jusante do VIEC, para diminuir ainda mais o
teor de água no petróleo tratado.
103
Lavf58.76.100