processo de separacao

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<p>REPÚBLICA DE ANGOLA</p><p>GOVERNO PROVINCIAL DO ZAIRE</p><p>GABINETE PROVINCIAL DA EDUCAÇÃO</p><p>INSTITUTO POLITÉCNICO DO SOYO</p><p>CURSO: PROCESSAMENTO DE GÁS</p><p>PROCESSO DE SEPARAÇÃO DE ÓLEO, ÁGUA E GÁS NA</p><p>PLATAFORMA P63 DA PETROBRAS</p><p>Docente: João Olo Tona</p><p>Soyo, Abril de 2024</p><p>INSTITUTO POLITÉCNICO DO SOYO</p><p>CURSO: PROCESSAMENTO DE GÁS</p><p>PROCESSO DE SEPARAÇÃO DE ÓLEO, ÁGUA E GÁS NA</p><p>PLATAFORMA P63 DA PETROBRAS</p><p>Grupo: 4</p><p>Classe: 13ª</p><p>Disciplina: Práticas oficinais e laboratoriais</p><p>Integrantes:</p><p>Nº 05- António Dilo Londa</p><p>Nº 10- Clarice José Geraldo</p><p>Nº 15- Estefânia Josefa Dos Santos</p><p>Nº 18- Glória Nsenga Alfredo Sita</p><p>Soyo, Abril de 2024</p><p>FOLHA DE APROVAÇÃO</p><p>Nº Nome</p><p>Estrutura</p><p>do</p><p>trabalho</p><p>Conteúdo</p><p>do</p><p>trabalho</p><p>Apresentação</p><p>do trabalho</p><p>Questões</p><p>respondidas</p><p>Nota</p><p>final</p><p>05 António Dilo Londa</p><p>10 Clarice José Geraldo</p><p>15</p><p>Estefânia Josefa dos</p><p>Santos</p><p>18</p><p>Glória Nsenga Alfredo</p><p>Sita</p><p>AGRADECIMENTO</p><p>Primeiramente, agradecemos a Deus pela força, graça e sabedoria concedida durante</p><p>todo o processo de realização deste trabalho. Agradecemos também à nossa querido professor</p><p>“João Olo Tona”, pela orientação precisa, paciência e incentivo ao longo deste desafio</p><p>acadêmico. Agradecemos a todos os que direta ou indiretamente contribuíram para a realização</p><p>deste trabalho. O apoio, conselhos e encorajamento foram fundamentais para o sucesso na</p><p>realização deste trabalho.</p><p>Nosso muito obrigado!</p><p>RESUMO</p><p>O presente estudo, aborda sobre o processo de separação de óleo, água e gás na</p><p>Plataforma P-63 da Petrobras, localizada no campo de Papa-Terra na Bacia de Campos. A</p><p>formação do petróleo, resultante da decomposição de matéria orgânica ao longo de milhões de</p><p>anos, culmina na extração de um líquido viscoso que, ao ser retirado dos reservatórios, contém</p><p>água, gás e outros compostos, tornando essencial a separação trifásica para garantir a qualidade</p><p>do petróleo e o tratamento adequado dos subprodutos. A pesquisa analisa as etapas, tecnologias</p><p>e equipamentos utilizados na separação, além dos desafios enfrentados em um ambiente</p><p>operacional complexo em águas profundas. Também aborda os impactos ambientais decorrentes</p><p>das operações da P-63 e as práticas de conformidade adotadas pela Petrobras, ressaltando a</p><p>importância da inovação tecnológica na mitigação desses impactos. O trabalho é estruturado em</p><p>seções que discutem o histórico das plataformas FPSO, os princípios da separação trifásica e as</p><p>operações específicas da P-63, visando contribuir para o conhecimento acadêmico e a prática</p><p>industrial no setor de petróleo e gás.</p><p>ÍNDICE GERAL</p><p>ÍNDICE DE FIGURAS</p><p>INTRODUÇÃO</p><p>A formação do petróleo é um processo geológico que ocorre ao longo de milhões de</p><p>anos, a partir da decomposição de matéria orgânica sob pressão e temperatura elevadas,</p><p>resultando em um líquido viscoso que se acumula em reservatórios subterrâneos. Ao ser</p><p>extraído, o petróleo bruto vem misturado com água, gás e outros compostos, o que torna</p><p>indispensável a realização do processo de separação de óleo, água e gás. Este processo é crucial</p><p>para garantir a eficiência da produção e a qualidade do petróleo, além de permitir o tratamento</p><p>adequado dos subprodutos, minimizando impactos ambientais e otimizando os recursos</p><p>naturais.</p><p>Neste contexto, a Plataforma P-63 da Petrobras, situada no campo de Papa-Terrana Bacia</p><p>de Campos, na costa do Brasil, a aproximadamente 80 quilômetros da cidade de Macaé, no</p><p>estado do Rio de Janeiro, exemplifica a aplicação de tecnologias avançadas na separação</p><p>trifásica em águas profundas. A operação da P-63 é marcada por desafios operacionais, uma vez</p><p>que a plataforma atua em um ambiente onde a complexidade das condições subaquáticas exige</p><p>soluções inovadoras para a separação eficiente dos hidrocarbonetos.</p><p>O presente estudo tem como objetivo analisar detalhadamente os processos de separação</p><p>de óleo, água e gás na Plataforma P-63, abordando as tecnologias aplicadas, os equipamentos</p><p>utilizados e os desafios específicos enfrentados. A relevância deste estudo reside na</p><p>compreensão dos princípios físicos e químicos que governam a separação, bem como na</p><p>avaliação dos impactos ambientais resultantes das operações de produção da P-63 e as medidas</p><p>de contingência adotada pela Petrobras.</p><p>A escolha da P-63 como foco central deste trabalho se justifica pela sua significância no</p><p>cenário brasileiro e global de produção de petróleo. A plataforma, que opera em um ambiente</p><p>de águas profundas, oferece uma oportunidade valiosa para investigar como as inovações</p><p>tecnológicas e as melhores práticas são implementadas em situações desafiadoras. Assim, a</p><p>pesquisa contribuirá não apenas para o conhecimento acadêmico, mas também para a prática</p><p>industrial, fornecendo insights relevantes sobre os processos de separação e suas implicações</p><p>na produção de petróleo e gás.</p><p>Este trabalho será estruturado em seções que detalharão o histórico das plataformas</p><p>FPSO, os princípios da separação trifásica, os processos específicos da P-63, além dos impactos</p><p>ambientais associados e das discussões sobre eficiência e inovação. Com essa abordagem,</p><p>busca-se oferecer uma análise abrangente e crítica do tema, ressaltando a importância do</p><p>processo de separação de óleo, água e gás na Plataforma P-63 da Petrobras.</p><p>OBJETIVOS DO TRABALHO</p><p>Objetivo geral</p><p>Analisar o processo de separação de óleo, água e gás na Plataforma P-63 da Petrobras,</p><p>destacando as etapas, equipamentos, operações e impactos ambientais, com o intuito de</p><p>compreender a eficiência e a relevância desse processo na indústria de petróleo e gás.</p><p>Objetivos específicos</p><p>1) Descrever as etapas do processo de separação de óleo, água e gás na Plataforma P-63,</p><p>detalhando cada fase e sua inter-relação;</p><p>2) Investigar os intervenientes químicos e físicos que afetam a eficiência do processo de</p><p>separação;</p><p>3) Descrever a sequência operacional dos processos na P-63, detalhando o</p><p>processamentoindividual dos subprodutos do processo;</p><p>4) Identificar e analisar os principais equipamentos utilizados no processo de separação na</p><p>P-63, explicando suas funções e importância;</p><p>JUSTIFICATIVA</p><p>A análise do processo de separação de óleo, água e gás justifica-se pela sua importância</p><p>vital tanto para a ciência quanto para a indústria de petróleo, especialmente em operações</p><p>offshore como na Plataforma P-63 da Petrobras. Esse processo é fundamental para garantir a</p><p>eficiência e continuidade da produção de hidrocarbonetos, sendo uma etapa crítica na extração</p><p>e processamento de petróleo e gás. Além disso, o estudo desse processo permite compreender</p><p>os princípios físicos, químicos e tecnológicos envolvidos, fornecendo uma base sólida de</p><p>conhecimento que é essencial para o setor energético, com implicações diretas na produção</p><p>industrial, na gestão ambiental e no desenvolvimento científico.</p><p>1. Revisão bibliográfica</p><p>1.1. Uma breve história da indústria do petróleo e evolução de separação das fases</p><p>O petróleo é formado por uma mistura de hidrocarbonetos, na maioria das vezes,</p><p>alifáticos, mas também hidrocarbonetos alicíclicos e aromáticos. De acordo com sua origem,</p><p>pode conter um pouco de compostos contendo nitrogênio, oxigênio, composto de enxofre, assim</p><p>como metais pesados, mais notoriamente Níquel e Vanádio. Existindo uma grande variação das</p><p>suas propriedades físico-químicas tanto em função da localização geográfica das zonas de</p><p>produção, quanto em função do tempo de produção do reservatório (ROBSON, 2008).</p><p>A sua formação se dá por duas principais hipóteses, sendo elas:</p><p>de que o petróleo teria</p><p>origem orgânica, ou a teoria de que o petróleo teria origem em matéria inorgânica. A teoria</p><p>orgânica, atualmente é a mais aceita, onde esta diz que o petróleo originou-se a partir da matéria</p><p>orgânica obtida a partir de restos animais e vegetais que depositados nos fundos de lagos e</p><p>oceanos, sob a ação de elevadas temperaturas e pressões teriam originado o petróleo (ROBSON,</p><p>2008).</p><p>A existência de hidrocarbonetos no cotidiano das pessoas precede a era moderna. Na</p><p>antiguidade o petróleo e seus derivados tinham várias utilidades como: calafetação de</p><p>embarcações, assentamento de tijolos, pavimentação de estradas, embalsamamento dos mortos,</p><p>entre outras utilidades (THOMAS, 2004).</p><p>Em meados do século XIX, os camponeses cavavam poços manualmente, a fim de obter</p><p>petróleo em estado natural, e ao refinar esse petróleo se obtinha querosene.</p><p>Nesse período havia uma deficiência na indústria ocidental europeia uma tecnologia de</p><p>perfuração. (YERGIN,1990 apud ARAGÃO, 2005), com a necessidade de iluminantes e</p><p>lubrificantes, se originou uma inovação empresarial, onde se extraiam estes produtos do carvão</p><p>e de outros hidrocarbonetos (YERGIN,1990, apud ARAGÃO, 2005).</p><p>No século XX o petróleo torna-se uma parte significativa da matriz energética, onde</p><p>temos de um lado a entrada precoce nessa indústria, e do outro lado a presença do estado via</p><p>empresas estatais.</p><p>Podemos citar algumas importantes empresas que tiveram grande contribuição para o</p><p>desenvolvimento da América do Sul, como a Petrobras, a YPF e a PDSVA, onde cada uma</p><p>possui seus próprios objetivos e interesses, e principalmente buscam contribuir para a região</p><p>(CAMPOS, 2005).</p><p>Como sabemos as grandes companhias de petróleo buscam por reservas, e isso vem</p><p>ocorrendo desde os anos 90 na América do Sul, onde tivemos uma maior flexibilidade de</p><p>monopólios públicos, privatizações e alguns novos contratos de exploração e produção</p><p>(CAMPOS, 2005).</p><p>No Brasil a história do petróleo se principia em meados do século XX, através do</p><p>monopólio estatal e com o surgimento da Petrobras, e foi através da criação desta empresa que</p><p>a indústria petrolífera se desenvolveu (ARAGÃO, 2005). Algumas medidas foram tomadas para</p><p>que realmente essa empresa pudesse crescer e se desenvolver no setor petrolífero, medidas estas</p><p>como: a criação de novas refinarias, formação de infraestrutura de abastecimento, avanço na</p><p>rede de transporte, e adicionalmente, instalações de terminais em pontos estratégicos do país</p><p>(CANELAS, 2007).</p><p>Entretanto a economia mundial petrolífera, e principalmente a economia brasileira de</p><p>petróleo sofreram alguns choques. Após estes choques brasileiro de petróleo, a Petrobras visava</p><p>expandir cada vez mais suas reservas descobertas de óleo, por esse motivo investiu em novas</p><p>tecnologias e em equipamentos avançados que favorecesse ainda mais a sua exploração e</p><p>produção de hidrocarbonetos (AFIOROTTI, 2005).</p><p>A história do surgimento de petróleo na área do campo de Papa-Terra, na Bacia de</p><p>Campos, na costa do Brasil, está relacionada à formação geológica da região, que ocorreu</p><p>milhões de anos atrás. Nessa época, matéria orgânica de plantas e organismos marinhos se</p><p>depositou no fundo oceânico e foi soterrada por camadas de sedimentos. Com o passar do</p><p>tempo, essa matéria foi submetida a altas pressões e temperaturas, transformando-se em</p><p>petróleo. A Bacia de Campos se tornou uma importante área produtora quando a Petrobras</p><p>descobriu e começou a explorar esses reservatórios de petróleo nas décadas de 1970 e 1980,</p><p>com tecnologias de ponta aplicadas no campo de Papa-Terra a partir de 2003.</p><p>1.1.1. Separação das fases</p><p>A separação de fases é um processo fundamental na indústria do petróleo e gás, utilizado</p><p>para dividir os componentes de misturas de óleo, água e gás, o que é essencial para a otimização</p><p>da produção e o cumprimento de normas ambientais. A evolução dessa tecnologia reflete o</p><p>desenvolvimento da própria indústria e suas demandas tecnológicas ao longo do tempo.</p><p>Nos primórdios da produção de petróleo, a separação era feita de maneira rudimentar,</p><p>utilizando tanques de decantação e separadores por gravidade, que dependiam da diferença de</p><p>densidade entre os componentes. Embora simples, esses métodos apresentavam limitações, com</p><p>baixa eficiência na recuperação de óleo e elevados índices de água residual misturada ao produto</p><p>final (TISSOT & WELTE, 1984). O crescimento da indústria e a necessidade de maior eficiência</p><p>impulsionaram o desenvolvimento dos primeiros separadores bifásicos e trifásicos, que</p><p>utilizavam câmaras de separação específicas para cada fase, aumentando a eficiência do</p><p>processo (HEDBERG , 1979).</p><p>A partir do século XX, os separadores passaram a incluir avanços como o uso de placas</p><p>coalescentes e centrífugas, que aumentaram a área de contato entre as fases e aceleraram o</p><p>processo de separação por ação mecânica (LEECH, 1966). Esses dispositivos permitiram uma</p><p>separação mais rápida e precisa, especialmente em campos onshore, onde a mistura de óleo com</p><p>água e gás é frequente.</p><p>Com a descoberta e exploração de campos de petróleo em águas profundas, como o</p><p>campo de Papa-Terra na Bacia de Campos, a tecnologia de separação de fases enfrentou novos</p><p>desafios. Em ambientes offshore, a presença de grandes volumes de água e gás associados à</p><p>produção de petróleo tornou inviável o uso de técnicas tradicionais. Como resposta, a indústria</p><p>desenvolveu separadores submarinos, projetados para operar diretamente no fundo do mar,</p><p>evitando o transporte de grandes volumes de fluido até a superfície. Esses sistemas compactos,</p><p>aliados ao uso de ciclones submarinos (subsea systems), possibilitaram uma separação mais</p><p>eficiente e reduziram custos operacionais (MARTÍNEZ et al., 2003).</p><p>Atualmente, a separação de fases é auxiliada por sistemas automatizados e sensores em</p><p>tempo real, que monitoram e ajustam os parâmetros operacionais para maximizar a recuperação</p><p>de óleo e minimizar as impurezas. O uso de membranas avançadas e técnicas químicas (como</p><p>os desemulsificantes) também se tornou comum para aprimorar a separação de emulsões água-</p><p>óleo, especialmente em campos de petróleo com características desafiadoras (PARKINSON &</p><p>PATON, 2008).</p><p>Essa evolução constante tem sido impulsionada pela demanda por eficiência e pela</p><p>necessidade de reduzir o impacto ambiental das operações, tornando a separação de fases um</p><p>dos aspectos mais importantes no processamento de petróleo e gás.</p><p>1.1.1.1. Fluidos Produzidos</p><p>O que se deseja de um reservatório de óleo é que ele produza em sua maioria óleo, porém</p><p>há também uma produção de gás natural e água (THOMAS,2004).</p><p>Apesar de o petróleo ser totalmente composto de hidrocarbonetos que podem sofrer</p><p>alterações no seu estado de agregação de acordo com a temperatura e a pressão, costuma-se</p><p>classificar como óleo a parte dos hidrocarbonetos que continua no estado líquido quando a</p><p>mistura é elevada até a superfície (THOMAS, 2004).</p><p>O gás pode se originar por três formas. A primeira parte surge dos hidrocarbonetos que,</p><p>em condições de temperatura e pressão do reservatório, encontram-se no estado gasoso e recebe</p><p>o nome de gás livre. Na segunda parte, temos o gás que sai de solução do óleo, ou seja, são</p><p>hidrocarbonetos que dissolvem-se no óleo nas condições do reservatório e se vaporizam quando</p><p>a mistura é levada para as condições de superfície. Na terceira parte temos o gás que se encontra</p><p>dissolvido na água nas condições sendo o gás natural originário dessa fonte geralmente</p><p>desprezado e não entra nos cálculos de produção (THOMAS, 2004).</p><p>A produção de água é bastante comum, juntamente, com os hidrocarbonetos. É</p><p>necessário separar a água produzida com o petróleo, pois, além de não apresentar valor</p><p>econômico, a água apresenta sais em sua composição, tais como cloretos, sulfatos e carbonatos</p><p>de sódio, cálcio, bário e magnésio, dentre outras</p><p>espécies químicas, que podem provocar a</p><p>corrosão e a formação de depósitos inorgânicos nas instalações de produção, transporte e refino</p><p>(PETROBRAS, 2007).</p><p>1.1.1.2. Processamento Primário de Petróleo e gás</p><p>Durante a vida produtiva de um campo de petróleo ocorre simultaneamente a produção</p><p>conjunta de água, gás, óleo e sedimentos. Tendo em vista que o interesse econômico visa apenas</p><p>a produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), é necessário que os campos marítimos ou terrestre,</p><p>utilizem instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, o processamento primário</p><p>dos fluídos.</p><p>Uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa, tais aspectos vão</p><p>depender do tipo de fluídos produzidos e da sua viabilidade econômica. As plantas mais simples</p><p>efetuam apenas a separação gás/óleo/água, entretanto as mais complexas incluem o</p><p>condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água</p><p>para reinjeção ou descarte (THOMAS, 2004).</p><p>Normalmente, no início do processo utiliza-se separadores bifásicos e/ou trifásicos</p><p>(NUNES, 1990 apud SILVEIRA, 2006), em série, responsáveis pela separação das fases</p><p>líquidase gasosa, e com isso a água/óleo/gás terão os seguintes destinos (SILVEIRA, 2006):</p><p>➢ A fase gasosa juntamente com a líquida (óleo+água) é encaminhada para UPGN</p><p>(Unidade de Processamento de Gás Natural), depois de passar por torres de absorção</p><p>e/ou adsorção para retirada de faselíquida (desidratação) e de gases ácidos</p><p>(dessulfurização). Na maioria dos casos, a corrente de gás pode ser queimada devida a</p><p>inviabilidade econômica do tratamento da mesma; (SILVEIRA, 2006).</p><p>➢ A fase oleosa com água passa por tratadores eletrostáticos para a retirada de água e outros</p><p>compostos químicos (enxofre, sais); (SILVEIRA, 2006).</p><p>➢ A fase aquosa juntamente com óleo passa por um tratamento de água, onde ela possa ser</p><p>reinjetada nos poços ou descartada no mar (SILVEIRA, 2006).</p><p>Através da figura abaixo, podemos analisar as principais etapas do processamento</p><p>primário de petróleo. Ao terminar o processamento primário, têm-se os fluxos separados de óleo</p><p>e gás, e a água produzida sendo descartada (SIQUEIRA, 2012).</p><p>Fig.1: Processamento primário de petróleo e gás.</p><p>Fonte: Fluxograma: Brasil et AL. (2001) apud SIQUEIRA, 2012.</p><p>Os vasos separadores podem ser do tipo horizontal ou vertical. Os separadores</p><p>horizontais geralmente são mais eficientes, e são utilizados, preferencialmente, em sistemas que</p><p>apresentem espumas e altas razões gás/óleo. Suas desvantagens relacionam ao manuseio dos</p><p>sólidos produzidos. Uma geometria vertical dos vasos facilita a remoção e a menor capacidade</p><p>de absorver grandes golfadas, ou seja, variações de fluxo (SIQUEIRA, 2012). Na figura abaixo</p><p>será mostrado um separador bifásico:</p><p>Fig. 2: - Separador Bifásico ( horizontal).</p><p>Fonte:THOMAS, 2004.</p><p>Os separadores trifásicos são equipamentos de grandes dimensões e longo tempo de</p><p>residência, possuindo vários internos que possibilitem uma boa separação das fases em seu</p><p>interior. Eles visam efetuar a separação das fases aquosa, oleosa e gasosa, mantendo dentro de</p><p>limites toleráveis (SILVEIRA, 2006):</p><p>➢ a quantidade de líquido arrastado no gás;</p><p>➢ a quantidade de água arrastada no óleo; e</p><p>➢ a quantidade de óleo arrastado na água (SILVEIRA, 2006).</p><p>Esses tipos de separadores são parecidos com os separadores bifásicos, sendo que mais</p><p>espaço deve ser deixado para a decantação do líquido e algum dispositivo deve ser adicionado</p><p>para a remoção da água livre (THOMAS, 2004). Na figura abaixo temos um separador trifásico,</p><p>onde um condutor de líquido é necessário para não perturbar a interface óleo/água; e um</p><p>condutor de gás, ou chaminé, é necessário para equalizar a pressão de gás entre a seção de coleta</p><p>inferior de líquido e a seção superior de decantação (THOMAS, 2004).</p><p>Fig. 3: - Separador Trifásico ( vertical).</p><p>Fonte: THOMAS, 2004.</p><p>Embora a separação de fluídos seja um processo relativamente simples, alguns</p><p>problemas podem dificultar a separação gás/líquido e óleo/água (PETROBRAS, 2007).</p><p>Problemas como a formação de espumas, produção de areia, parafinas, arraste. A formação de</p><p>espumas acontece quando o gás de menor densidade tende a separar-se com facilidade, porém</p><p>a presença de impurezas presentes no líquido poderá possibilitar o maior arraste de gotas,</p><p>gerando as espumas e esse problema pode causar danos aos compressores. A produção de areia</p><p>acontece quando a areia que vem com o líquido, passa a causar erosão das válvulas e obstrução</p><p>dos internos acumulando-se no fundo do separador.</p><p>A areia acumulada é removida através dos drenos, no entanto a melhor solução para</p><p>problema da areia consiste em evitar a sua produção. Outro problema que também pode ocorrer</p><p>é a presença de parafinas, onde as mesmas cristalizam-se e são arrastadas pelo fluído até que,</p><p>ao chegar aos vasos separadores, onde as velocidades são reduzidas, acabam depositando-se e</p><p>obstruindo o equipamento e as linhas de transferência (PETROBRAS, 2007).</p><p>A água separada do petróleo é um efluente que, que pode ser destinada ao descarte ou</p><p>ao seu reuso (reinjeção ou outra utilização, como por exemplo, geração de vapor ou até</p><p>irrigação), que deve ser tratada (PETROBRAS, 2007).</p><p>Geralmente, a água oriunda dos separadores e tratadores de óleo é enviada para um vaso</p><p>desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para um tubo de despejo</p><p>(no caso de plataformas marítimas). Todo óleo recuperado nas demais etapas é recolhido em um</p><p>tanque recuperador de óleo, retornando ao processo.</p><p>1.1.1.3. Princípios de separação do óleo, água e gás</p><p>Os princípios de separação de óleo, água e gás na indústria de petróleo e gás envolvem</p><p>a separação trifásica: óleo, gás e água. Esse processo é essencial para preparar o óleo bruto para</p><p>transporte ou processamento adicional e para atender a regulamentações ambientais.</p><p>Inicialmente, usa-se separadores gravitacionais, onde as diferenças de densidade entre o óleo e</p><p>a água fazem com que eles se separem naturalmente. Porém, em campos onde o petróleo é</p><p>altamente emulsificado (misturado com água), são usados desemulsificantes químicos ou</p><p>técnicas como coalescência e centrifugação para acelerar a separação.</p><p>Avanços tecnológicos permitiram a incorporação de separadores compactos,</p><p>especialmente em operações offshore, onde o espaço é limitado. Separadores submarinos</p><p>também são uma inovação, permitindo a separação no fundo do mar antes do transporte para a</p><p>superfície, otimizando custos e a eficiência da produção (MARTÍNEZ et al., 2003). Além disso,</p><p>sistemas de monitoramento em tempo real são amplamente utilizados para ajustar</p><p>automaticamente os parâmetros de operação, garantindo que a separação ocorra de forma eficaz,</p><p>minimizando as impurezas e maximizando a recuperação do óleo (PARKINSON & PATON,</p><p>2008). A separação trifásica de óleo, água e gás é baseada em princípios físicos e químicos que</p><p>envolvem as propriedades desses fluidos, como densidade, tensão superficial, viscosidade e</p><p>imiscibilidade. Esses fundamentos são aplicados para garantir a remoção eficiente de cada</p><p>componente e maximizar a qualidade do produto final.</p><p>1.1.1.3.1 Fatores Físicos</p><p>1.1.1.3.1.1. Diferença de Densidade</p><p>A separação trifásica depende fortemente da diferença de densidade entre os</p><p>componentes. O gás, sendo menos denso, se eleva para a parte superior do separador, enquanto</p><p>o óleo e a água, mais densos, se separam devido à gravidade. A água, por ser mais densa que o</p><p>óleo, se deposita no fundo, formando uma camada separada. A densidade de cada fluido é a</p><p>chave para o processo de separação. Gás, óleo e água têm densidades diferentes, e essa diferença</p><p>permite que eles se separem sob a influência da gravidade.</p><p>1.1.1.3.1.2. Gravidade e Força Centrífuga</p><p>Em separadores gravitacionais, a gravidade é o principal mecanismo que promove a</p><p>separação.</p><p>No entanto, em separadores centrífugos, a força centrífuga aumenta a eficiência da</p><p>separação ao acelerar a sedimentação das partículas de água e óleo, otimizando o processo.</p><p>1.1.1.3.1.3. Tensão Superficial</p><p>A tensão superficial desempenha um papel crucial na separação de água e óleo. A</p><p>presença de emulsões — misturas onde gotas de um fluido estão dispersas em outro — pode</p><p>dificultar a separação, já que a tensão superficial impede a coalescência das gotículas. Para</p><p>resolver isso, agentes químicos chamados desemulsificantes são usados para quebrar as</p><p>emulsões.</p><p>A tensão superficial refere-se à força que mantém as moléculas da superfície de um</p><p>líquido juntas. Em emulsões de óleo e água, a tensão superficial impede que as gotículas de água</p><p>se coalesçam, mantendo-as dispersas no óleo. Técnicas como o uso de desemulsificantes</p><p>químicos ajudam a reduzir a tensão superficial e facilitam a separação.</p><p>1.1.1.3.2. Fatores Químicos</p><p>1.1.1.3.2.1. Emulsificação</p><p>Emulsificação é o processo pelo qual um fluido (geralmente água) é disperso em outro</p><p>(óleo), formando pequenas gotículas. Isso é comum em poços de petróleo, onde a agitação e a</p><p>presença de substâncias estabilizadoras, como asfaltenos, mantêm as gotículas estáveis. O</p><p>desafio da separação está em quebrar essas emulsões para permitir que a água e o óleo se</p><p>separem adequadamente.</p><p>Em campos de petróleo, a água e o óleo muitas vezes formam emulsões devido à</p><p>agitação intensa e à presença de compostos como asfaltenos e resinas, que estabilizam as gotas</p><p>de água dentro do óleo.</p><p>1.1.1.3.2.2. Desemulsificantes Químicos</p><p>Desemulsificantes são substâncias químicas (como Polioxietileno alquilfenóis, Resinas</p><p>fenólicas modificado com óxidos de etileno ou Poliésteres e polímeros de poliglicerol) usadas</p><p>para quebrar a película que estabiliza as gotículas de água em óleo (ou vice-versa), permitindo</p><p>que essas gotículas se coalesçam em fases maiores e se separem mais facilmente, ou seja, esses</p><p>agentes reduzem a tensão superficial e permitem que as gotículas se juntem e se separem da fase</p><p>de óleo, facilitando o processo de separação. Isso é especialmente útil em operações offshore,</p><p>onde a eficiência do processo de separação é crítica.</p><p>1.1.1.3.2.3. Coalescência</p><p>A coalescência refere-se ao processo em que gotículas menores de um fluido se juntam</p><p>para formar gotas maiores. A coalescência ocorre quando as gotículas de água ou óleo, antes</p><p>dispersas na outra fase, se juntam e formam gotas maiores, facilitando a separação gravitacional.</p><p>Dispositivos como placas coalescentes são usados para promover esse processo, aumentando a</p><p>área de contato entre as fases e acelerando a separação.</p><p>1.1.1.3.2.4. Viscosidade</p><p>A viscosidade de um fluido é a sua resistência ao fluxo. A viscosidade dos fluidos</p><p>também influencia a separação. Óleos mais viscosos tendem a dificultar a coalescência das gotas</p><p>de água, prolongando o tempo de separação. O aquecimento do óleo ou a adição de solventes</p><p>pode reduzir a viscosidade e facilitar a separação.</p><p>1.1.1.3.2.5. Imiscibilidade</p><p>A imiscibilidade entre o óleo e a água é fundamental, uma vez que suas diferentes</p><p>polaridades (óleo apolar e água polar) evitam a formação de uma solução homogênea,</p><p>facilitando a separação por gravidade ou mecânica. O óleo, por ser menos denso, flutua sobre a</p><p>água, permitindo sua remoção. O gás, por sua vez, em condições normais, é imiscível com</p><p>ambos, facilitando a separação em processos trifásicos. Em reservatórios de alta pressão, o gás</p><p>pode se dissolver no óleo, exigindo métodos como a aplicação de calor para liberar o gás</p><p>dissolvido. Fatores como a tensão superficial e a presença de emulsificantes também</p><p>influenciam o processo, exigindo o uso de desemulsificantes para romper as emulsões de água</p><p>no óleo e promover a separação (HEDBERG , 1979; Atkins & de Paula, 2010). Em operações</p><p>complexas, como nas plataformas offshore, esses princípios são combinados com técnicas</p><p>avançadas, como o uso de separadores compactos ou separadores submarinos, que permitem a</p><p>separação eficiente ainda no fundo do mar, reduzindo o volume de fluidos que precisam ser</p><p>processados na superfície (MARTÍNEZ et al., 2003).</p><p>1.1.1.3.3. Fatores termodinâmico</p><p>A temperatura e pressão, principalmente, são fatores cruciais que influenciam a</p><p>separação de óleo, água e gás na indústria do petróleo. A temperatura afeta a viscosidade do óleo</p><p>e a solubilidade do gás, impactando a eficiência da separação. Em temperaturas mais elevadas,</p><p>a viscosidade do óleo diminui, facilitando o fluxo e a separação por gravidade, enquanto a</p><p>solubilidade do gás no óleo pode aumentar, o que pode complicar a separação se não for</p><p>devidamente controlada (MARTÍNEZ et al., 2003; SMITH, 2015).</p><p>A pressão também desempenha um papel importante, especialmente em reservatórios profundos</p><p>onde as pressões são elevadas. Em altas pressões, o gás pode permanecer dissolvido no óleo,</p><p>exigindo a utilização de técnicas específicas, como separadores de fase que operam em</p><p>condições de alta pressão ou a aplicação de descompressão controlada para liberar o gás</p><p>(TISSOT & WELTE, 1984; HEDBERG , 1979).</p><p>1.2. Plataformas offshore</p><p>Diferentemente da maioria dos países do mundo, o Brasil possui a maior parte de suas</p><p>reservas de petróleo, cerca de 90%, no mar e não em terra. Este fato fez com que as tecnologias</p><p>desenvolvidas mundialmente não se aplicassem ao Brasil, sendo necessários altos investimentos</p><p>em pesquisa e desenvolvimento. Em 1968, foi construída a primeira plataforma offshore no</p><p>Brasil, entretanto os efeitos econômicos e de exploração eram pequenos, visto que as</p><p>tecnologias existentes não eram condizentes com a realidade offshore brasileira. (COSTA, 2008)</p><p>Após 1986, com a evolução dos programas de pesquisa em tecnologia offshore no Brasil, a</p><p>produção petrolífera teve um aumento considerável quebrando, progressivamente, recordes de</p><p>profundidade de lâmina d’água e obtendo retornos ao investimento cada vez maiores. Em 2012,</p><p>a Petrobrás extraiu a média de 2,023 milhões de barris por dia. A abaixo ilustra a evolução da</p><p>profundidade de lâmina d’água e distância da costa ao longo dos anos no Brasil.(NETO et al.,</p><p>2007).</p><p>Fig. 4: Evolução da extração de petróleo offshore no Brasil</p><p>Fonte: Apresentação PETROBRAS no jornal Rio das Ostras</p><p>De maneira geral, para a exploração marinha, pode-se agrupar todo o processo em três</p><p>conjuntos tecnológicos distintos que, por sua vez, são os objetos de pesquisa das companhias</p><p>offshore: as plataformas, o sistema de perfuração e o mecanismo de transmissão do petróleo da</p><p>profundeza do oceano para a plataforma. As plataformas são o núcleo de perfuração e onde</p><p>ocorre processamento primário do petróleo. O produto extraído do reservatório é uma mistura</p><p>trifásica de água, óleo e gás, sendo que somente os dois últimos têm interesse econômico. Essas</p><p>três fases são separadas no processamento primário; a água é descartada ou reinjetada no</p><p>reservatório, o óleo e parte do gás são armazenados para depois serem transportados para uma</p><p>refinaria e outra parte do gás é usado para gerar energia na própria plataforma.</p><p>As plataformas se classificam, principalmente, como fixas, auto-eleváveis, tension leg,</p><p>SPAR, semi-submersíveis, Compliant Tower, navios sonda, FPSO’s (Floating, Production,</p><p>Storage and Offloading, em português "Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e</p><p>Transferência"). No Brasil, são utilizadas FPSOs e plataformas semi-submersíveis para</p><p>exploração em águas profundas. A abaixo ilustra os diferentes tipos de plataformas.</p><p>Fig. 5: Tipos de plataformas. Na ordem da Figura: 1, 2 e 10- Plataforma Fixa, 3- Compliant tower, 4 e 5- Tension</p><p>Leg, 6- SPAR, 7 e 8- Plataforma Semi-submersível,9- FPSO.</p><p>Fonte: Plataformas offshore têm evolução constante - Época Negócios | Energia</p><p>https://epocanegocios.globo.com/Caminhos-para-o-futuro/Energia/noticia/2014/11/plataformas-offshore-tem-</p><p>evolucao-constante.html</p><p>No contexto da análise dos processos de separação primária no campo de Papa-Terra, a</p><p>plataforma de interesse é a plataforma do tipo “FPSO” ( designada de P-63). Essa unidade</p><p>flutuante desempenha um papel crucial na produção, processamento e armazenamento do</p><p>petróleo pesado extraído em águas ultraprofundas, utilizando sistemas avançados de separação</p><p>trifásica (óleo, água e gás).</p><p>1.2.1. Plataformas subsea e topside</p><p>Desde que o petróleo começou a ser produzido em plataformas offshore e a exploração</p><p>direcionou-se para as águas cada vez mais profundas, uma série de desafios surgiu para a</p><p>produção. Dentre todos esses desafios, talvez o maior deles seja o tamanho da plataforma, pois</p><p>impacta diretamente no custo de construção, instalação e manutenção. É pensando nesse</p><p>problema que surgiu a ideia de plataformas subsea. Nesta plataforma, a separação primária das</p><p>três fases (água, óleo e gás) é feita no fundo do mar, somente o óleo e o gás sobem à superfície,</p><p>onde passam por uma separação fina que tem por objetivo alcançar as especificações requeridas</p><p>antes do seu envio à refinaria. (CHAKRABARTI, 2005)</p><p>Essas plataformas são usadas principalmente em águas profundas e ultraprofundas, onde</p><p>a instalação de estruturas fixas seria inviável ou muito cara. Os sistemas subsea permitem que</p><p>a produção ocorra diretamente no leito marinho, com o petróleo e gás sendo transportados para</p><p>a superfície por meio de dutos conectados a plataformas flutuantes, como FPSOs ou diretamente</p><p>para terra firme.</p><p>https://epocanegocios.globo.com/Caminhos-para-o-futuro/Energia/noticia/2014/11/plataformas-offshore-tem-evolucao-constante.html</p><p>https://epocanegocios.globo.com/Caminhos-para-o-futuro/Energia/noticia/2014/11/plataformas-offshore-tem-evolucao-constante.html</p><p>Fig. 6: Sistema de produção flutuante (floating) e submarino (subsea).</p><p>Fonte: API | Offshore Production Facilities https://www.api.org/oil-and-natural-gas/wells-to-</p><p>consumer/exploration-and-production/offshore/offshore-production-facilities</p><p>O modelo subsea, entre outras vantagens, tem um grande ganho quanto ao tamanho e</p><p>peso da plataforma. Porém, para um bom e confiável funcionamento dessa plataforma, os</p><p>equipamentos devem ser o menor e mais simples possível, sendo que é nessa linha que estão</p><p>voltadas as pesquisas e desenvolvimentos na área de plataformas subsea. Apesar desse modelo</p><p>ainda não estar consolidado, parte das técnicas desenvolvidas para ele pode ser aplicada numa</p><p>plataforma topside. Uma redução no tamanho dos equipamentos do processamento primário</p><p>impactaria em um grande ganho econômico.</p><p>Plataformas offshore de produção (topside) de petróleo possuem plantas de</p><p>processamento para separação do óleo, gás e água produzidos. A qualidade desta separação no</p><p>local de extração é fundamental para a lucratividade do empreendimento. O bom desempenho</p><p>das malhas de controle da planta é um dos principais fatores para manter os produtos dentro das</p><p>especificações de qualidade. Apesar da relativa simplicidade dos processos de separação, estas</p><p>plantas operam com grande variação de vazão, devido às características dos métodos de</p><p>elevação e escoamento dos poços produtores.</p><p>Como o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), há</p><p>necessidade de dotar os campos de facilidades de produção, que são instalações destinadas a</p><p>efetuar, sob condições controladas, o processamento primário dos fluidos, ou seja:</p><p>➢ a separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão;</p><p>➢ o tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos</p><p>para as refinarias onde é efetuado o processamento propriamente dito;</p><p>https://www.api.org/oil-and-natural-gas/wells-to-consumer/exploration-and-production/offshore/offshore-production-facilities</p><p>https://www.api.org/oil-and-natural-gas/wells-to-consumer/exploration-and-production/offshore/offshore-production-facilities</p><p>➢ o tratamento de água para a reinjeção ou descarte.</p><p>Dependendo do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnico-econômica, uma</p><p>planta de processamento primário pode ser simples ou complexa. As mais simples efetuam</p><p>apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as mais complexas incluem o condicionamento</p><p>e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água para a reinjeção</p><p>ou descarte. (NUNES, 2010) / (BRASIL, 2011)</p><p>1.2.2. Plataformas FPOS</p><p>As plataformas FPSO (Floating Production, Storage, and Offloading) são estruturas</p><p>flutuantes utilizadas na exploração e produção de petróleo e gás em campos offshore,</p><p>especialmente em águas profundas e ultraprofundas. Elas têm a capacidade de realizar três</p><p>funções principais: produção, armazenamento e transferência de hidrocarbonetos, eliminando a</p><p>necessidade de oleodutos submarinos extensos para transportar o petróleo até a costa. O FPSO</p><p>recebe o petróleo extraído do fundo do mar, processa-o para separar o gás e a água, armazena o</p><p>óleo e, eventualmente, transfere-o para navios-tanque, que levam o produto refinado para a terra.</p><p>1.2.2.1. Principais Características Estruturais de uma FPSO</p><p>1.2.2.1.1. Estrutura Flutuante</p><p>A base de uma FPSO é um casco de navio, muitas vezes modificado de um petroleiro</p><p>convencional ou projetado especialmente para operar como plataforma. Esse casco fornece</p><p>flutuabilidade e estabilidade à unidade. O design do casco também oferece resistência para</p><p>suportar condições adversas de mar, como ondas e ventos fortes, mantendo a unidade estável e</p><p>segura durante longos períodos de operação no mar (MARTÍNEZ et al., 2003).</p><p>1.2.2.1.2. Plantas de Processamento</p><p>A parte superior da FPSO, conhecida como topside, contém as instalações para</p><p>processamento de petróleo e gás. Isso inclui separadores de fases, compressores, sistemas de</p><p>tratamento de gás e plantas para remover impurezas e preparar o petróleo para armazenamento</p><p>ou exportação. Esses sistemas são altamente integrados para otimizar a produção e minimizar o</p><p>impacto ambiental (PARKINSON & PATON, 2008).</p><p>1.2.2.1.3. Capacidade de Armazenamento</p><p>O casco da FPSO tem grandes tanques que permitem o armazenamento de óleo</p><p>produzido. A capacidade de armazenamento pode variar, mas geralmente pode conter centenas</p><p>de milhares de barris de petróleo, permitindo que a unidade opere de forma independente por</p><p>longos períodos até que o petróleo seja transferido para um navio-tanque para transporte ou</p><p>diretamente exportado via oleoduto.</p><p>1.2.2.1.4. Sistemas de Ancoragem</p><p>A FPSO é ancorada no fundo do mar por meio de sistemas de ancoragem flexíveis, como</p><p>torretas de ancoragem, que permitem que a unidade gire em torno do ponto de ancoragem. Essa</p><p>característica é essencial para que a FPSO se ajuste automaticamente à direção das correntes e</p><p>ventos, mantendo a estabilidade e reduzindo tensões estruturais. As torres de ancoragem</p><p>geralmente contêm linhas de produção que ligam os poços no fundo do mar à FPSO.</p><p>1.2.2.1.5. Sistema de Offloading</p><p>O sistema de offloading é responsável pela transferência do petróleo armazenado na</p><p>FPSO para navios-tanque, que transportam o produto para refinarias ou outros mercados. Esse</p><p>processo é realizado de forma regular e segura, com tecnologias para garantir que as operações</p><p>de carga sejam rápidas e eficientes, mesmo em condições climáticas adversas.</p><p>1.2.2.1.6. Flexibilidade Operacional</p><p>As FPSOs são projetadas para operar de forma autossuficiente em locais remotos, sem</p><p>a necessidade de infraestrutura terrestre. Elas têm a capacidade de processar o óleo e gás</p><p>extraído, armazená-lo e descarregá-lo, além de serem capazes de operar por períodos</p><p>prolongados sem necessidade de manutenção significativa (LEECH, 1966).</p><p>Fig. 7: Componentes de uma plataforma FPSO</p><p>Fonte: FPSO/FSO | Floating Production Systems | FPSO Business| MODEC</p><p>https://www.modec.com/business/service/floater/fpso/</p><p>Na imagem, podemos ver uma ilustração de uma FPSO (Floating Production,</p><p>Storage,</p><p>and Offloading) com suas partes principais destacadas:</p><p>• Topside (Instalações de Produção): Estas são as instalações localizadas na parte</p><p>superior da FPSO, responsáveis pelo processamento inicial do petróleo e gás</p><p>extraídos do fundo do mar. Isso inclui separadores, compressores, e outros</p><p>equipamentos usados para separar óleo, gás e água.</p><p>• Storage Tanks (Tanques de Armazenamento): O casco da FPSO é projetado para</p><p>armazenar o petróleo produzido antes de ser transferido para navios-tanque ou</p><p>oleodutos. Esses tanques são integrados ao design estrutural da plataforma.</p><p>• Offloading Facility (Instalação de Descarga): Esta área é onde o petróleo</p><p>armazenado é transferido para navios-tanque para transporte até o continente ou</p><p>outros destinos.</p><p>• Mooring System (Sistema de Ancoragem): O sistema de ancoragem é o conjunto</p><p>de cabos e âncoras que mantém a FPSO no lugar. Ele permite que a plataforma</p><p>gire livremente ao redor de sua ancoragem, ajustando-se às correntes e ventos.</p><p>• Mooring Lines (Linhas de Ancoragem): São os cabos que conectam a FPSO ao</p><p>fundo do mar, garantindo sua estabilidade.</p><p>• Risers (Linhas de Produção): Estas são as tubulações que transportam o petróleo,</p><p>gás e água do fundo do mar (de poços submarinos) até a unidade FPSO. Eles</p><p>também podem retornar gás ou água injetada de volta para os reservatórios.</p><p>Essa configuração permite à FPSO operar em campos de petróleo em águas profundas,</p><p>sem a necessidade de conexões terrestres imediatas.</p><p>Uma das maiores vantagens das FPSOs é sua mobilidade e versatilidade, o que as torna</p><p>ideais para campos distantes ou em áreas com condições meteorológicas adversas, como a Bacia</p><p>de Campos no Brasil, onde a FPSO P-63 opera no campo de Papa-Terra. Além disso, as FPSOs</p><p>podem ser deslocadas para novos locais após o esgotamento de um campo, o que melhora a</p><p>viabilidade econômica de pequenas operações ou de campos com vida útil curta. No entanto,</p><p>essas plataformas também apresentam desafios, como o risco de incêndios e explosões devido</p><p>à presença de grandes volumes de hidrocarbonetos. Para mitigar esses riscos, FPSOs são</p><p>equipadas com avançados sistemas de proteção contra incêndios e controle de segurança.</p><p>Estudos sobre a segurança operacional das FPSOs, como os realizados por SUN e SUN (2011),</p><p>apontam que a análise de confiabilidade e gestão de riscos é essencial para manter a integridade</p><p>das operações.</p><p>1.3. A Plataforma FPSO P-63 da Petrobras</p><p>A Plataforma P-63 é uma FPSO, pertencente à Petrobras, e opera no campo de Papa-</p><p>Terra, na Bacia de Campos, ao largo da costa do Brasil. A P-63 é uma das maiores unidades de</p><p>produção de petróleo da Petrobras e tem capacidade de processar até 140 mil barris de petróleo</p><p>por dia e comprimir até 1 milhão de metros cúbicos de gás natural. Essa unidade também é</p><p>equipada para armazenar até 1,4 milhão de barris de petróleo. A P-63 foi projetada para atuar</p><p>em águas profundas, com profundidade de operação superior a 1.200 metros. Além da produção</p><p>e processamento de petróleo e gás, a plataforma também realiza injeção de água no reservatório</p><p>para manter a pressão e otimizar a produção de óleo (PETROBRA, 2013).</p><p>1.3.1. Petrobras</p><p>A Petrobras (Petróleo Brasileiro S.A.) é uma das maiores empresas de energia do mundo</p><p>e uma estatal brasileira que atua principalmente na exploração, produção, refino e transporte de</p><p>petróleo e seus derivados. Fundada em 1953, a Petrobras desempenha um papel estratégico na</p><p>economia brasileira e tem forte presença em diversas atividades da cadeia produtiva do setor de</p><p>óleo e gás. A empresa também investe em energias renováveis e tecnologias de eficiência</p><p>energética. A Petrobras é reconhecida internacionalmente por sua expertise em operações de</p><p>águas ultraprofundas, como no pré-sal, onde desenvolve tecnologias avançadas para maximizar</p><p>a extração de petróleo.</p><p>1.3.2. Descrição da sequência operacional de processos e identificação dos</p><p>principais equipamentos utilizados na P-63.</p><p>A P-63 da PETROBRAS, uma plataforma do tipo FPSO, instalada no campo de Papa</p><p>Terra, na Bacia de Campos, operando em lâmina d'água de 1200 metros. A plataforma possui</p><p>capacidades de processamento de 22.258 m³/dia de óleo e 55.644 m³/dia de água, além de um</p><p>sistema de armazenamento que comporta até 1.400.000 barris de óleo cru (PETROBRAS,</p><p>2023). A descrição do processo a seguir será feita de acordo com o tipo de fluido processado.</p><p>1.3.2.1. Processamento do Óleo na Plataforma P-63</p><p>• Recepção e Transporte do Óleo</p><p>66% do óleo processado, provém da TLWP P-61, sendo transferida por meio de três</p><p>float transfer lines (FTLs). Os 34% restantes são originários de oito poços satélites, dos quais</p><p>seis estão operantes e dois são reservas. O óleo é recebido na área do “rizer balcony”, onde é</p><p>direcionado para os manifolds de produção ou teste.</p><p>Fig. 8: Fluxo de óleo desde os poços até a P-63, destacando a TLWP P-61 e os FTLs.</p><p>Fonte: AQUIP, 2023</p><p>• Pré-Aquecimento e Degaseificação</p><p>Após a recepção, o óleo é encaminhado para os pré-aquecedores do tipo placa, que</p><p>elevam a temperatura do óleo, facilitando o escoamento e a separação. O próximo estágio</p><p>envolve o degaseificador de alta pressão, onde a fração gasosa é separada do líquido.</p><p>Fig.9: separação de óleo e gás por degaseificador de alta pressão</p><p>Fonte: QUIP, 2023</p><p>• Separação de Líquidos</p><p>O líquido resultante da degaseificação é enviado para o separador de alta pressão, que</p><p>realiza a separação da água do óleo. O processo de separação ocorre através da diferença de</p><p>densidade entre as fases. O óleo é então reaquecido por dois tipos de trocadores de calor:</p><p>1. Trocador tipo placa: onde o óleo passa pora ser aquecido por meio da troca térmica</p><p>com a água produzida no processo de separação;</p><p>2. Trocador tipo casco e tubo: onde, em seguida, o óleo é aquecido com vapor saturado</p><p>até atingir 140 °C, que é a temperatura ideal para a separação final.</p><p>3.</p><p>Fig. 10: Trocadores do tipo placa (à esquerda) e do tipo casco e tubo (à direita) para a troca térmica e a</p><p>elevação da temperatura.</p><p>Fonte: QUIP, 2023</p><p>• Degaseificação e Separação Final</p><p>Depois do reaquecimento, o óleo segue para o degaseificador de baixa pressão, onde</p><p>ocorre a separação remanescente do gás presente no líquido. O líquido é então enviado para o</p><p>separador de baixa pressão, que opera de maneira semelhante ao separador de alta pressão,</p><p>separando o óleo da água.</p><p>Após essa separação, o óleo livre de gás é enviado para os tratadores eletrostáticos, que</p><p>utilizam corrente elétrica para remover a água residual do óleo.</p><p>• Estocagem e Medição do Óleo</p><p>Antes da estocagem nos tanques de carga, o óleo tratado é resfriado. Após o</p><p>resfriamento, o óleo passa por um sistema de medição, onde são verificadas as especificações</p><p>do produto. Se o óleo estiver dentro das normas, é encaminhado para os tanques de carga, onde</p><p>permanecerá estocado até a chegada do navio aliviador.</p><p>Caso o óleo não atenda às especificações, ele é direcionado para os tanques off spec,</p><p>onde, por meio de decantação, o óleo é removido pelo topo e retornado ao processo.</p><p>1.3.2.2. Processamento do Gás na Plataforma P-63</p><p>O gás retirado durante o processo de separação é direcionado para o sistema de</p><p>compressão da P-63, que possui a capacidade de comprimir 1 milhão de normal metros cúbicos</p><p>(Nm³) diários. O processamento do gás combustível na plataforma tem as seguintes finalidades:</p><p>geração de energia, alimentação de caldeiras, gás lift para facilitar a surgência dos poços e</p><p>reinjeção de gás (PETROBRAS, 2023).</p><p>• Sistema de Compressão</p><p>O gás extraído do sistema de alta pressão segue diretamente para o sistema de</p><p>compressão principal, que é operado da seguinte forma:</p><p>➢ Primeiro e Segundo Estágios: Utilizam compressores centrífugos.</p><p>➢ Terceiro Estágio: Utiliza um compressor alternativo.</p><p>Somente o gás destinado à injeção é encaminhado para o terceiro estágio de compressão.</p><p>O gás</p><p>retirado do sistema de baixa pressão é processado por meio de um sistema booster, que</p><p>consiste em um compressor do tipo parafuso, operando com o auxílio de óleo. Essa etapa é</p><p>crucial para ajustar as condições de compressão do sistema de baixa pressão em conformidade</p><p>com o sistema de compressão principal.</p><p>Fig. 11: compressores centrífugo e alternativo</p><p>Fonte: PDFCOFEE, 2023</p><p>• Resfriamento e Filtragem do Gás</p><p>Todo o gás retirado da separação, ao entrar no processo de compressão principal, passa</p><p>primeiro por um cooler, onde é resfriado antes de ser enviado aos primeiros e segundos estágios</p><p>de compressão. Durante esses estágios, o gás passa por scrubbers para remover qualquer</p><p>condensado resultante do resfriamento. O gás comprimido é resfriado novamente em coolers</p><p>após a compressão.</p><p>• Desidratação do Gás</p><p>O gás comprimido segue para o sistema de desidratação, que é composto por torres de</p><p>adsorção e filtros responsáveis pela remoção da umidade. O processo de desidratação ocorre</p><p>nas seguintes etapas:</p><p>1. gás passa primeiro por filtros coalescentes, que removem partículas em suspensão.</p><p>2. Em seguida, é encaminhado para as torres de adsorção contendo zeólitas, que são</p><p>materiais particulados que retêm a umidade do gás.</p><p>3. gás seco é então enviado para um outro filtro, que remove qualquer zeólita que tenha</p><p>sido carregada durante o processo.</p><p>Nesse ponto, parte do gás seco é enviada para o terceiro estágio de compressão principal,</p><p>enquanto o restante é destinado ao sistema de tratamento do gás combustível.</p><p>Fonte: sistema de desidratação, incluindo filtros coalescentes e torres de adsorção.</p><p>Fonte: QUIP, 2023</p><p>• Compressão Final e Geração de Energia</p><p>No terceiro estágio de compressão, o gás passa inicialmente por um scrubber para</p><p>remover eventuais gotículas de líquidos residuais antes de ser encaminhado ao terceiro</p><p>compressor principal, onde a pressão é elevada de 80 bar/g até 300 bar/g. O gás pressurizado é</p><p>resfriado em um cooler antes de ser direcionado:</p><p>➢ Para o poço de injeção de gás.</p><p>➢ Para o sistema de gás lift.</p><p>A parte do gás encaminhada para o sistema de tratamento de gás combustível é resfriada</p><p>em um trocador de calor de três passes, que utiliza seus fluidos para resfriar os produtos obtidos</p><p>no vaso de separação a baixa temperatura. Antes de entrar no vaso, o fluxo passa por válvulas</p><p>tipo Joule-Thomson, que fazem com que o gás reduza consideravelmente sua pressão,</p><p>resultando em auto-refrigeração e condensação dos hidrocarbonetos pesados.</p><p>Dentro do vaso, os hidrocarbonetos são condensados e o gás leve, contendo</p><p>principalmente metano, segue para o topo. Após passar pelo trocador de três passes, este gás</p><p>leve é direcionado para os motores de geração de energia. O gás condensado do vaso é aquecido</p><p>novamente e enviado para um segundo vaso de separação, onde ocorre uma nova remoção de</p><p>condensados. Em seguida, o gás é aquecido antes de ser utilizado na alimentação das caldeiras.</p><p>1.3.2.3. Processamento da Água na Plataforma P-63</p><p>Agora que analisamos o processamento do óleo e do gás, vamos explorar como a água</p><p>é tratada na P-63, incluindo tanto a água produzida quanto a água do mar utilizada.</p><p>• Tratamento da Água Produzida</p><p>Toda a água gerada durante o processamento do óleo na plataforma é direcionada para</p><p>o sistema de tratamento localizado no módulo 51. O processamento ocorre da seguinte maneira:</p><p>➢ A água retirada do sistema de separação de alta pressão é enviada para os</p><p>hidrociclones de alta pressão;</p><p>➢ A água retirada da separação de baixa pressão é encaminhada para os</p><p>hidrociclones de baixa pressão.</p><p>Após a separação, a água obtida em ambos os sistemas de hidrociclones é resfriada em</p><p>coolers até atingir 80 graus centígrados antes de ser direcionada aos flotadores.</p><p>Fig. 11: hidrociclones de alta e baixa pressão</p><p>Fonte: QUIP, 2023</p><p>• Remoção de Óleo e Análise da Água</p><p>Nos flotadores, ocorre a remoção do óleo remanescente. Após esse tratamento, a água é</p><p>submetida a uma análise para verificar se a quantidade de óleo é inferior a 29 partes por milhão</p><p>(ppm). Se a água atender a essa especificação, ela é descartada no mar. Caso contrário, é enviada</p><p>para o tanque off spec, onde, por meio de decantação, a água será descartada adequadamente.</p><p>Fig. 12: a remoção de óleo nos flotadores e o processo de análise da água.</p><p>Fonte: QUIP, 2023</p><p>• Tratamento da Água do Mar</p><p>A água do mar utilizada na plataforma é transportada para o módulo de redução de</p><p>sulfato (SRU) através de bombas situadas no Hole. No módulo, o teor de sulfato presente na</p><p>água é reduzido. O processo inclui as seguintes etapas:</p><p>1. Filtragem Inicial: A água passa por duas etapas de filtragem:</p><p>➢ Primeiro, para remover partículas grandes (maiores que 80 microns);</p><p>➢ Em seguida, para filtrar partículas menores (5 microns absoluto).</p><p>2. Nanofiltração: Após a filtragem, a água é bombada e processada em membranas de</p><p>nanofiltração, onde é forçada a penetrar, reduzindo assim seu conteúdo de sulfato.</p><p>3. Torre Desaeradora: A água tratada é então direcionada para a torre desaeradora, cuja</p><p>função é reduzir a quantidade de oxigênio presente na água.</p><p>• Processamento e Injeção da Água Tratada</p><p>Após o tratamento, a água é bombeada através de bombas boosters, onde a pressão é</p><p>elevada para 9 bar. Essa água tratada é então direcionada para as bombas de injeção. A injeção</p><p>de água é crucial para pressurizar o reservatório, atenuando a perda de energia decorrente da</p><p>produção de petróleo.</p><p>1.3.2.4. Planta Piloto de Polímero na Plataforma P-63</p><p>A primeira planta piloto de polímero a ser utilizada no Brasil está instalada na P-63,</p><p>especificamente no módulo 83 no nível superior. Essa planta tem como objetivo a produção de</p><p>uma solução de polímero, que será injetada nos poços de injeção de água. O principal propósito</p><p>dessa injeção é aumentar a viscosidade da água, o que, por sua vez, melhora a conversão dos</p><p>poços. O processamento da solução de polímero envolve as seguintes etapas:</p><p>1. Estocagem do Polímero: O polímero em pó é armazenado em um silo inertizado.</p><p>Esse silo protege o polímero de reações indesejadas e contaminações.</p><p>2. Transporte Pneumático: O polímero em pó é transportado pneumaticamente para a</p><p>unidade de processamento de polímero (PSU). O transporte pneumático é uma técnica eficiente</p><p>que minimiza a manipulação manual e o risco de contaminação.</p><p>3. Mistura com Água Tratada: Na PSU, o polímero em pó é misturado com água</p><p>tratada proveniente do módulo de redução de sulfato (SRU). A água tratada é essencial para</p><p>garantir que a solução polimérica atenda às especificações de qualidade</p><p>4. Maturação da Solução: Após a mistura, a solução polimérica é direcionada para</p><p>quatro tanques de maturação, onde permanece por um período de 30 a 40 minutos. Essa etapa é</p><p>crucial para permitir que o polímero se hidrate adequadamente e desenvolva as propriedades</p><p>desejadas.</p><p>5. Bombeamento da Solução: Com a maturação completa, a solução polimérica, que</p><p>apresenta uma concentração de 10.000 partes por milhão (ppm), é bombeada através de um</p><p>conjunto de duas bombas em série: uma metry pump e uma high pressure pump. Esse sistema</p><p>de bombeamento é projetado para garantir um fluxo adequado e uma pressão suficiente para o</p><p>processo subsequente.</p><p>6. Mistura Final: A solução de 10.000 ppm é então bombeada e misturada à água de</p><p>injeção através de um misturador estático. Este equipamento é responsável pela</p><p>homogeneização da solução final, que deve atingir uma concentração final de 1.500 ppm. O</p><p>misturador estático está instalado no M21, logo antes dos risers de injeção de água.</p><p>1.3.2.5. Sistema de Geração de Energia da Plataforma P-63</p><p>O sistema de geração de energia da plataforma P-63 foi projetado para atender à</p><p>demanda de consumo elétrico das plataformas P-63 e P-61. Este sistema é composto por três</p><p>módulos, com uma capacidade total de 103 megawatts,</p><p>acionados por seis motos geradores. As</p><p>características do Sistema de Geração incluem:</p><p>1. Capacidade e Módulos: O sistema inclui três módulos, que juntos são capazes de</p><p>gerar até 103 megawatts de potência elétrica. Isso garante que as operações na plataforma sejam</p><p>mantidas sem interrupções devido à falta de energia.</p><p>2. Tecnologia de Combustível: A P-63 é a primeira plataforma a utilizar tecnologia que</p><p>permite o uso de três tipos de combustíveis:</p><p>➢ Gás combustível: Proveniente do processamento do gás durante a separação do óleo e</p><p>gás na plataforma;</p><p>➢ Óleo cru processado: Utilizado quando a produção de óleo é suficiente para atender à</p><p>demanda energética;</p><p>➢ Óleo diesel: Um combustível alternativo, usado quando os outros combustíveis não</p><p>estão disponíveis.</p><p>Essa flexibilidade no uso de combustíveis é crucial para otimizar a operação da</p><p>plataforma ao longo dos anos de produção.</p><p>1.3.3. Informações Adicionais sobre a Plataforma P-63</p><p>O desenvolvimento da plataforma P-63 foi resultado de um consórcio formado pela</p><p>Petrobras, Chevron, QUIP, e BW Offshore. A Petrobras liderou o projeto como operadora</p><p>principal, com a Chevron como parceira, enquanto a QUIP foi responsável pela construção e</p><p>integração dos módulos no Estaleiro Rio Grande, no Brasil. Já a BW Offshore cuidou da</p><p>conversão do casco do navio-tanque em FPSO e da operação da plataforma. Esse consórcio</p><p>combinou expertise técnica e operacional, garantindo o sucesso da P-63 no campo de Papa</p><p>Terra, na Bacia de Campos.</p><p>A plataforma P-63 da Petrobras é composta por diversos módulos, cada um com funções</p><p>específicas que colaboram para a eficiência e eficácia das operações, cada um projetado para</p><p>atender a uma parte específica do processo de extração e tratamento de petróleo e gás. Exemplo</p><p>de alguns modelos principais mencionados ao longo da abordagem como o módulo 51 que é</p><p>responsável pelo processamento de óleo, enquanto o módulo 53 trata do processamento de gás.</p><p>A planta piloto de polímero, localizada no módulo 83, desempenha um papel importante na</p><p>injeção de polímeros para aumentar a viscosidade da água, o que melhora a recuperação de</p><p>petróleo. Além disso, o sistema de geração de energia, que inclui módulos específicos, garante</p><p>que a plataforma opere de forma autossuficiente, utilizando combustíveis variados como gás,</p><p>óleo cru e óleo diesel. Essa divisão modular permite uma operação mais organizada, facilitando</p><p>a manutenção, segurança e eficiência na produção, além de atender aos requisitos ambientais e</p><p>de segurança. A interdependência entre os módulos também é crucial, pois cada um deles</p><p>contribui para a otimização do processo total de produção, garantindo um fluxo contínuo e</p><p>eficiente de operações.</p><p>A P-63 se destaca por ser a primeira empresa brasileira de construção offshore a</p><p>desenvolver uma FPSO (Floating Production Storage and Offloading) desde o projeto básico</p><p>até a operação nos seus primeiros três anos. Com 334 metros de comprimento e 57 metros de</p><p>largura, a plataforma opera no campo de Papa Terra, na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro.</p><p>1.3.4. Impactos ambientais e práticas de mitigação adotadas para conformidade</p><p>ambiental</p><p>As operações da plataforma P-63 podem ter impacto ambiental significativo,</p><p>especialmente devido à extração de petróleo e gás, atividades que frequentemente geram</p><p>resíduos e podem causar a poluição marinha e atmosférica. O descarte de água de produção,</p><p>emissões de gases provenientes da queima de combustíveis, e possíveis vazamentos são alguns</p><p>dos riscos ambientais associados a estas operações. Para mitigar tais impactos, a Petrobras adota</p><p>diversas práticas de conformidade ambiental. Entre elas, está o tratamento da água produzida</p><p>antes de ser descartada no mar, garantindo que a concentração de óleo esteja abaixo de 29 ppm,</p><p>como estipulado pelas regulamentações ambientais. Além disso, o uso de tecnologias como</p><p>hidrociclones e flotadores para separar o óleo da água demonstra o compromisso da empresa</p><p>com a redução de poluentes (NOGUEIRA, 2020). Outro ponto relevante é o sistema de</p><p>monitoramento constante da qualidade da água descartada e a reutilização de gases através da</p><p>reinjeção ou queima controlada para reduzir emissões atmosféricas, promovendo a</p><p>sustentabilidade nas operações (SILVA, 2021).</p><p>CONCLUSÃO</p><p>REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS</p><p>ARAGÃO, A.P. Estimativa da contribuição do setor do petróleo ao produto interno bruto: 1955-2004.</p><p>2005.165f. Dissertação de Mestrado em Planejamento Energético. COPPE-UFRJ, Rio de Janeiro, 2005.</p><p>CAMPOS, A.F, A reestruturação da indústria de petróleo Sul Americana nos anos 90. Dissertação de</p><p>Doutorado em Planejamento Energético. COPPE UFRJ, Rio de Janeiro, 2005.</p><p>CANELAS, A.L.S. Evolução da importância econômica da indústria de Petróleo e Gás Natural do Brasil:</p><p>Contribuição a variáveis Macroeconômicas. Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Ciências</p><p>em Planejamento Energético. Rio de Janeiro, 2007.</p><p>CHAKRABARTI, S. K.; HALKYAYARD J.; CAPANOGLU, C. Handbook of Offshore Engineering.</p><p>Volume II. Amsterdam: Elsevier, 2005.</p><p>COSTA, R. C.; PIRES, V. H.; LIMA, G. P. S. Mercado De Embarcações De Apoio Marítimo Às</p><p>Plataformas De Petróleo: Oportunidades E Desafios. BNDES Setorial. Rio de Janeiro - RJ, 2008. p. 125-</p><p>146.</p><p>HEDBERG , H. D. (1979). Relation of organic matter and mineral deposition: Petroleum formation.</p><p>New York: Wiley.</p><p>LEECH, A. R. (1966). Separators in the Petroleum Industry. Pergamon Press.</p><p>MARTÍNEZ, A., Roberts, M., & SMITH, D. (2003). Subsea Separation Technology for Deepwater</p><p>Developments. Offshore Technology Conference.</p><p>MARTÍNEZ, A., Roberts, M., & SMITH, D. (2003). Subsea Separation Technology for Deepwater</p><p>Developments. Offshore Technology Conference.</p><p>THOMAS, J.E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2ªEdição, Editora Interciência:Rio</p><p>Janeiro,2004.</p><p>NETO, J. B. O.; COSTA, A. J. D. A Petrobrás e a exploração de Petróleo Offshore no Brasil: um approach</p><p>evolucionário. RBE. Rio de Janeiro – RJ, 2007. p. 95-109</p><p>NOGUEIRA, M. Impactos Ambientais na Exploração de Petróleo Offshore. Revista Brasileira</p><p>de Meio Ambiente, v. 15, p. 88-97, 2020.</p><p>NUNES, G. C.; MEDEIROS, J. L.; ARAÚJO, O. Q. F. Modelagem e controle na produção de petróleo.</p><p>Aplicações em MATLAB. São Paulo - SP: Blucher, 2010. p. 32-75, 269-310. Plataformas offshore têm</p><p>evolução constante - Época Negócios | Energia</p><p>PARKINSON , D., & PATON, B. (2008). Chemical Treatment of Oilfield Produced Water: Review and</p><p>New Developments. Oilfield Review.</p><p>PETROBRAS. Processamento Primário de Petróleo. Rio de Janeiro, 2007.</p><p>PETROBRAS. FPSO P-63: Capacidades de Produção e Processamento. Relatório Técnico</p><p>Petrobras, 2023.</p><p>PETROBRAS. Planta Piloto de Polímero na P-63: Processos e Aplicações. Relatório Técnico</p><p>Petrobras, 2023.</p><p>SILVA, L. Sustentabilidade nas Operações Offshore da Petrobras. Jornal de Engenharia</p><p>Ambiental, v. 19, p. 120-134, 2021.</p><p>SILVA,R.P;SILVA,F.G. Investigação das facilidades e métodos utilizados atualmente no processamento</p><p>primário de petróleo em campos onshore e offshore. P 1-1,2007.</p><p>SILVEIRA, M.A.C.R. Controle de um Processo de Tratamento Primário de Petróleo. 2006. 107 f Tese</p><p>(Mestrado em Ciências em Eng.Química)-Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2006.</p><p>SMITH, J. (2015). Fundamentals of Oil and Gas Separation. Gulf Publishing Company.</p><p>SUN, L., & SUN, H. (2011). Reliability and risk analysis of broken FPSO cable in tandem. Journal of</p><p>Marine Science and Application, 9(2), 11–15. doi:10.1007/s11804-010-1089-6.</p><p>TISSOT, B. P., & WELTE, D. H. (1984). Petroleum Formation and Occurrence. Springer-Verlag.</p><p>Processo de Separação de Óleo, Água e Gás na Plataforma P63 da Petrobras</p><p>Processo de Separação de Óleo, Água e Gás na Plataforma P63 da Petrobras</p><p>Disciplina: Práticas oficinais e laboratoriais</p><p>Integrantes:</p><p>Agradecimento</p><p>Primeiramente, agradecemos a Deus pela força, graça e sabedoria concedida durante todo o processo de realização deste trabalho. Agradecemos também à nossa querido professor “João Olo Tona”, pela orientação precisa, paciência e incentivo ao longo deste...</p><p>Nosso muito obrigado!</p><p>RESUMO</p><p>INTRODUÇÃO</p>