PROCESSAMENTO PRIMARIO DE PETRÓLEO

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ – UNESA
Engenharia de Petróleo
LARISSA BORTOLAMEDI BLOOT
PROJETO DE INICIAÇÃO CIENTIFICA
Injeção de Químicos no Offshore
Macaé-RJ 
2016
INTRODUÇÃO 
Este relatório tem como objetivo apresentar todas as etapas cumpridas no estágio curricular do curso de engenharia de petróleo e gás, no projeto científico da Estácio de Sá.
Este projeto tem como objetivo analisar os principais processos de injeção de produtos químicos na indústria do petróleo, notadamente no ambiente de produção offshore.
O petróleo vem de origem orgânica, ele é formado pela decomposição de grandes quantidades de material vegetal e animal que, sob ação da pressão e calor gera misturas de compostos constituídos por moléculas de carbono e hidrogênio – os hidrocarbonetos.
Dependendo da pressão e do local em que se encontra o petróleo acumulado, é comum encontrar o gás natural ocupando as partes mais altas do interior do reservatório, e o petróleo (óleo) e a água salgada ocupando as partes mais baixas, muito em função da diferença de densidade e da imiscibilidade entra as fases. 
O petróleo no seu estado natural é sempre uma mistura complexa de diversos tipos de hidrocarbonetos contendo também proporções menores de contaminantes (enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais). Os contaminantes são considerados impurezas e podem aparecer em toda a faixa de ebulição (destilação) do petróleo, mas tandem a se concentrar nas frações mais pesadas.
Os hidrocarbonetos contém presença de contaminantes, na produção o maior desafio é evitar e combater os problemas que a presença de compostos contaminantes pode causar, utilizando os aditivos químicos. Na produção utilizamos a injeção de químicos em varias etapas, geralmente é necessário e importante para ter uma melhor eficiência. O processo de injeção de produtos químicos envolve inúmeras variáveis e ainda temos a questão da própria medição do aditivo: como os custos de injeção que são elevados há necessidade de um ótimo controle nesse processo, com isso a injeção de químicos é analisada para que a empresa obtenha melhor eficiência com o menos custo de aquisição.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
A primeira etapa da fase de produção é o processamento primário de petróleo, na qual o petróleo passa após sair do reservatório e alcançar a superfície. Normalmente, tem-se a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas (BRASIL et al., 2011).
O principal interesse econômico dessa atividade é na produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), sendo necessário dotar os campos marítimos e terrestres de facilidades de produção, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas a separação do óleo, do gás e da água. O processamento primário de petróleo tem como objetivos (BRASIL et al., 2011):
Separação das fases oleosa, gasosa e aquosa, nos equipamentos conhecidos como separadores.
Tratar a fase oleosa para redução da água emulsionada e dos sais dissolvidos.
Tratar a fase gasosa para redução do teor de água, e se necessário de outros contaminantes.
Tratar a fase aquosa para descarte e/ou reinjeção nos poços produtores. 
Dependendo do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnico- econômica, uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa; as mais simples efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as mais complexas incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água para reinjeção ou descarte (THOMAS, 2004).
A Figura 1 apresenta um esquema com as principais etapas do processamento primário de petróleo. No término do processamento primário, têm-se os fluxos separados de óleo e gás, além do descarte da água produzida.
Figura 1 – Esquema de uma instalação de produção de processamento primário complexa
Fonte: BRASIL et al. ( 2011).
VASOS SEPARADORES
Os fluidos produzidos passam, inicialmente, por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo. No separador bifásico ocorre a separação gás/liquido, enquanto que no separador trifásico ocorre, a separação água/óleo/gás (THOMAS, 2004).
Existem dois tipos de vasos separadores, os verticais e horizontais. O mais utilizado são os horizontais (Figura 2) por ter uma maior eficiência e maior área interfacial, pois ele permite uma melhor separação gás/líquido.
Esses separadores costumam ser usados em sistemas que apresentam emulsões e altas razões gás/óleo. As desvantagens estão relacionadas ao manuseio dos sólidos produzidos (a geometria dos vasos verticais facilita a remoção) e à menor capacidade de absorver grandes golfadas (variações de fluxo) (THOMAS, 2004).
Figura 2 – Esquema de um separador bifásico
Os separadores trifásicos são utilizados para separar e remover qualquer água livre (camada de água limpa que aparece no fundo, após a decantação de uma emulsão óleo/água) que possa estar presente no processo. O projeto destes separadores é idêntico aos separadores bifásicos, sendo que mais espaço deve ser deixado para a decantação do líquido e algum dispositivo deve ser adicionado para a remoção da água livre. A Figura 3 mostra um esquema típico de um separador trifásico (THOMAS, 2004).
Figura 3 – Esquema de um separador trifásico
De acordo com a pressão do sistema, para maximizar a produção de óleo é necessário realizar vários estágios de separação. Um separador típico é constituído pelas seguintes seções (THOMAS, 2004):
Seção de separação primária: É localizado na entrada do vaso, o fluido choca-se com defletores ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o líquido se precipite para o fundo do vaso. Nesta seção, a maior parte do líquido é separada, removendo rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do líquido. Assim, evita-se o retorno do líquido para a fase gasosa.
Seção de coleta de líquido: nesta seção ocorre a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que seja efetiva, o líquido deve permanecer retido durante um determinado tempo (3-4 min).
Seção de separação secundária: as gotículas menores de líquido carreadas pelo gás após a separação primária são separadas nesta seção. O mecanismo é idêntico ao da seção de acumulação, sendo bastante influenciado turbulência do gás.
Seção aglutinadora: as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas.
Figura 4 - Secções distintas de um Vaso Separador de Produção.
PROBLEMAS OPERACIONAIS NOS VASOS SEPARADORES
A separação nos vasos bifásicos e trifásicos possuem alguns problemas operacionais comuns, destacando-se:
Formação de Espuma: A formação de espuma ocorre devido às características físico-químicas do óleo, das impurezas presentes e da queda de pressão imposta à mistura gás-líquido no escoamento e na entrada do separador. Quando presente, a espuma dificulta o controle de nível do líquido dentro do separador, pois ocupa um volume que poderia estar disponível para a coleta de líquido, podendo ser arrastada pela corrente de gás ou de óleo desgaseificado. Portanto quando for possível prever a formação de espuma, o separador deve ser equipado com dispositivo interno para removê-la, assegurando um tempo e superfície coalescedora suficientes para quebrá-la (THOMAS, 2004).
Obstrução por parafinas: Operações de separação podem ser afetadas por acumulo de parafina. As placas coalescedoras na seção líquida e os extratores de névoa na seção gasosa são particularmente susceptíveis a estas obstruções. Quando a parafina é um problema real ou potencial, extratores alternativos devem ser considerados e bocas de visitas de orifícios devem ser providenciadas para permitir a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos elementos internos do separador (THOMAS, 2004).
Areia e sedimentos: A areia e os sedimentos queeventualmente chegam com o líquido no separador causa a erosão nas válvulas, obstrução nos elementos internos do vaso e redução do tempo de residência do líquido devido ao acúmulo no fundo do separador. Quando o vaso não possui dispositivos internos para remoção da areia e dos sedimentos, é necessário interromper a produção, para realizar a limpeza dos separadores (BRASIL et al., 2011).
Emulsões: Formadas na interface óleo/água, podem ser problemáticas na operação de um separador, além de causar problemas com o controle de nível, o acumulo de emulsão diminui o tempo de retenção efetivo, resultando em uma redução na eficiência do processo. A adição de calor ou de produtos químicos minimiza a formação de emulsão, porém esses procedimentos são preferencialmente aplicados na fase de tratamento do óleo (BRASIL et al., 2011).
Arraste: Trata-se de um problema operacional típico. O arraste de óleo pela corrente de gás ocorre quando o nível do líquido está muito alto, Quando existe algum dano em algum componente interno, formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto impróprio ou simplesmente porque o vaso esta operando com produção superior ao do projeto. O arraste de gás pelo líquido pode ser um indicativo de nível muito baixo de líquido ou falha no sistema de controle de nível (THOMAS, 2004).
TRATAMENTO DO ÓLEO
No processo na produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejados é a água. Sua quantidade produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de vários fatores como: (THOMAS, 2004)
Características do reservatório onde os fluidos são produzidos;
Idade dos poços produtores (em geral, a quantidade de água produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo);
Método de recuperação utilizado (Injeção de água, vapor, e etc).
Águas oriundas de formações produtoras de hidrocarbonetos apresentam sais, microorganismos e gases dissolvidos, além de material em suspensão. Além destes constituintes, as águas produzidas contêm sólidos provenientes das rochas (silte, argilas e areia), de processos oxidação (sulfetos e óxidos de ferro) e de incrustações (carbonatos de cálcio, e sulfatos de bário, cálcio e estrôncio) (BRASIL et al., 2011).
Nos métodos mais utilizados para promover a remoção da água e do gás presente no óleo são os tratamentos térmicos, químicos e eletrostáticos, utilizados tanto no mar quanto em terra, além dos tipos e disposição de equipamentos utilizados para promover a remoção da água e do gás presente no óleo.
O principal objetivo do tratamento do óleo consiste na redução do teor de água emulsionada presente, visando adequá-lo às condições de recebimento das refinarias. A redução do teor de água elimina, praticamente, todos os sais e sedimentos nela contidos (BRASIL et al., 2011).
Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões que apresentam maior ou menor estabilidade em função do regime de fluxo e da presença de agentes emulsificantes (asfaltenos, resinas, argilas, sílica, sais metálicos, e etc.) que impedem a coalescência das gotículas de água. A maior parte da água que vem associada ao petróleo é separada com facilidade pelo processo de decantação nos separadores. Para remover o restante da água, que permanece emulsionada, é necessário utilizar um processo físico-químico para aumentar a velocidade de coalescência (THOMAS, 2004).
A desestabilização de uma emulsão pode ser realizada pela ação de calor, eletricidade e adição de desemulsificantes (com polímeros de óxido de etileno e óxido de propileno), através do enfraquecimento e/ou rompimento da película que circunda as gotículas de água, proporcionando o aumento da velocidade de coalescência, para posterior sedimentação gravitacional (THOMAS, 2004).
O tratamento consiste na quebra da emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45º a 60ºC em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores, que são bastante usados em campos de petróleo terrestre. Enquanto que a aplicação de um campo elétrico ocorre em alta voltagem (15.000V a 50.000V), para que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica e sejam alinhadas na direção do campo com polos induzidos de sinais contrários, criando assim uma força de atração que provoca a coalescência (THOMAS, 2004).
A adição e seleção do desemulsificante é um dos métodos mais adequados quebra da emulsão devido a diversos fatores técnicos e econômicos, tais como tipo de óleo, vazão de água e óleo, quantidade de água livre, temperatura de tratamento, salinidade e destino a ser dado á água produzida instalações necessárias, etc (THOMAS, 2004).
No refino, a presença de cloretos de cálcio e magnésio dissolvido na água provocam, sob ação do calor, a geração de ácido clorídrico, que migra para o topo das torres de destilação provocando corrosão e ocasionando nos furos das linhas de vapor, trocadores de calor, etc. Enquanto que os sais de sódio diminuem a vida útil e rendimento dos catalisadores conduzindo a produtos finais de qualidade inferior. A eliminação do teor de água assegura (THOMAS, 2004):
Um tempo de operação mais longo das diversas unidades de equipamentos;
Redução do tempo/custo de manutenção e o consumo de produtos químicos (exemplo: amônia, para neutralizar o ácido clorídrico gerado nas torres, inibidores de corrosão e incrustação);
Operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com os menores custos. 
Nem sempre é possível separar a totalmente a água emulsionada. O petróleo enviado às refinarias deve conter no máximo (THOMAS, 2004):
Água: 1% BSW (relação entre o volume de água dos sedimentos e o volume de emulsão).
Sal: 225 mg/L (miligramas de sais dissolvidos por litro de petróleo).
TRATAMENTO DO GÁS
O condicionamento ou o tratamento do gás trata-se do conjunto de processos (Físicos e/ou Químicos) que gás deve ser submetido, visando a remoção ou redução dos teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior (THOMAS, 2004). Os principais processos de tratamento do gás são a desidratação (H2O) e a remoção dos gases ácidos.
A remoção da água é uma etapa fundamental no processamento do gás natural, pois a combinação de hidrocarboneto e água propicia a formação de meio corrosivo e de hidratos, que podem causar sérios problemas de operação, que vão da obstrução de linhas ao comprometimento da produção, colocando em risco a segurança da unidade, bem como danos em equipamentos.
DESIDRATAÇÃO
A desidratação do gás natural pode ser feita através dos processos de absorção (com o uso de um solvente líquido) ou adsorção (com o uso de um sólido como a sílica-gel, alumina ou peneira molecular), ou ainda através da permeação por membranas poliméricas (BRASIL et al., 2011).
O processo de absorção com soluções de glicol (pouco usado atualmente por questões ambientais) e adsorção com peneiras moleculares. Estes processos são onerosos e não oferecem bons resultados quando se deseja obter baixas concentrações.
Nem sempre a desidratação é maneira mais econômica de solucionar os problemas causados pela presença da água no gás. Uma alternativa bastante usada é aplicação de produtos químicos inibidores que se combinam com água livre diminuindo a temperatura de formação dos hidratos. Os inibidores mais utilizados são os álcoois (metanol, etanol anidro, monoetilenoglicol, dietilenoglicol e trietilenoglicol), que, posteriormente podem ser regenerados no processo (BRASIL et al., 2011).
Normalmente, o trietilenoglicol é escolhido por ser mais facilmente regenerável (maior ponto de ebulição e maior temperatura de degradação térmica), possui menor pressão de vapor (menor perda por evaporação) e exigência de menores custos de investimentos e manutenção (BRASIL et al., 2011).
Após a etapa de condicionamento, o gás natural é enviado a uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), onde é promovida a separação das frações leves (metano e etanoque constituem o chamado gás residual) das pesadas, que apresentam um maior valor comercial. O gás natural antes de ser processado é denominado de “gás úmido”, por conter líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás residual é o “gás seco”, pois não possui hidrocarbonetos condensáveis (THOMAS, 2004). Na figura 4 apresenta o Processo de desidratação de Gás Natural.
Figura 5 - Processo de desidratação de Gás Natural 
Caso a produção de gás residual seja maior que o consumo na área de produção, o excesso é transferido ou conduzido para queimadores. O LGN recuperado é adicionado ao óleo para transferência. Determinados processos podem ser utilizados para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos do gás natural, tais como: refrigeração simples, absorção refrigerada, turboexpansão, expansão Joule-Thompson (THOMAS, 2004).
REMOÇÃO DE GASES ÁCIDOS
Os principais objetivos da remoção gases ácidos (CO2 e H2S) na produção do gás natural são: segurança operacional, especificação do gás para comercialização e redução da corrosão do sistema.
Os processos mais usados são (BRASIL et al., 2011):
Tratamento com solução de MEA (monoetanolamina) é o mais tradicional e largamente utilizado para remoção de CO2 e H2S.
Adsorção por peneiras moleculares é atualmente muito utilizada em refinarias para purificação do hidrogênio (obtido nas unidades de geração de hidrogênio).
Permeação por membranas poliméricas está sendo utilizada na separação de gases.
TRATAMENTO DA ÁGUA
A quantidade de água produzida associada ao óleo varia bastante, podendo alcançar valores em volume na ordem de 50% ou até mesmo próximo de 100% ao fim da vida econômica dos poços produtores. Em média, para cada barril de petróleo produzido é gerados 3 a 7 barris de água e, a medida que os campos ficam maduros e aumenta a produção de óleos pesados, maior a tendência de aumento destas quantidades de água produzida. O tratamento de água tem por finalidade de reduzir a concentração de óleo disperso para que depois essas águas possam ser descartadas no ambiente ou injetadas em poços para recuperação de petróleo (THOMAS, 2004).
Normalmente, a água proveniente dos separadores e dos tratadores de óleo é enviada para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para um tubo de despejo (tratando-se de plataformas marítimas). Todo óleo recuperado nas diversas etapas é recolhido em um tanque recuperador de óleo, retornando ao processo como mostra a Figura 6.
Figura 6 – Esquema de um sistema de tratamento de água oleosa
Fonte: BRASIL et al. (2011).
A função do vaso desgaseificador (separador trifásico de baixa pressão) é remover traços de gás que estejam presentes no líquido encaminhá-los para um dispositivo de queima.
Atualmente em unidades offshore (figura 46) o tratamento de água produzida mais utilizados são os flotadores e hidrociclones. A flotação recupera o resíduo de óleo através da separação gravitacional, enquanto que os hidrociclones procuram acelerar este processo (THOMAS, 2004). Em alguns casos, apenas a passagem pela bateria de hidrociclones é suficiente para o enquadramento do efluente para seu descarte. Em outros casos, tem-se tornado prática o uso de tanques slop (grandes tanques gravitacionais) para o enquadramento da água em unidades FPSO (“Floating Production Storage and Offloading”), porém o risco do crescimento de bactérias redutoras de sulfato (tanques com alto tempo de residência, altas concentrações de sulfato e condição anaeróbia) e a consequente geração de H2S são bastante elevados.
Figura 7: Sistema típico utilizado para tratamento de água produzida em ambiente offshore.
Caso se deseje utilizar a água no sistema de reinjeção de poços, faz-se necessário realizar a remoção dos sólidos em suspensão (evitar tamponamentos dos reservatórios) e gases dissolvidos (evitar corrosão), através dos processos físicos (filtração) e produtos químicos (sequestrantes de oxigênio e inibidores de corrosão) (THOMAS, 2004).
A corrosão é o principal problema causado pelas águas originarias da produção de petróleo. Assim, é imprescindível que as linhas e equipamentos que formam as facilidades de produção sejam de materiais não metálicos, para que resistam ao caráter agressivo dessas águas. Atualmente, é comum a utilização de tubulação de plástico reforçado com fibra de vidro e equipamentos metálicos revestidos com epóxipoliamida (THOMAS, 2004).
O descarte da água produzida só pode ser realizado dentro de certas especificações regulamentadas pelo órgão de controle do meio ambiente que limita a quantidade de poluentes teor de óleo, graxa, H2S,etc.) nos efluentes aquosos. Devendo ser realizado o mais próximo possível do campo produtor, para evitar problemas de transporte e armazenamento, além do desperdício de energia (THOMAS, 2004).