Processamento primario tratamento de oleo

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CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTÁCIO DA BAHIA
Curso: Engenharia de Petróleo
Processamento Primário 
Salvador
2017
Prof.: Flávia Souto Rodrigues
Alunos: Adriana, Aline, Christian, Janderson, Juliana, Larissa, Laraeane, Leonardo, Maria Clara, Odair. 
TRATAMENTO DE ÓLEO.
	O tratamento do óleo tem por importância o uso de métodos para a retirada de partículas de água emulsionadas que não foram retiradas no processamento primário, deixando assim o óleo nas especificações da ANP, limitando o teor de BSW e o teor de sais dissolvidos na água e de sais no óleo.
Introdução
Objetivos
Nosso objetivo é discutir o tratamento de óleo, e seus mecanismos de estabilização de emulsões e desestabilização de emulsões, verificar quando se deve usar cada mecanismo, os seus métodos e fatores que afetam a estabilidade das emulsões no caso do tipo A/O. 
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Tratamento Do Óleo 
 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 BSW 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.
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. 
De acordo com a dimensão das gotículas dispersas, a água apresenta-se na fase óleo como: 
 livre, quando o diâmetro de gota é superior a 1000 µm ; 
dispersão grosseira, para diâmetro de gota entre 100 e 1000 µm ;
 emulsão pouco resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 20 e 100 µm; 
 emulsão resistente ao tratamento, para diâmetro de gota entre 0,5 e 20 µm ; 
dispersão coloidal, quando o diâmetro de gota é inferior a 0,5 µm ; 
água solúvel, quando a mesma encontra-se solubilizada a nível molecular no petróleo. 
A existência de energia cisalhante que é imposta aos fluidos durante sua produção, apesar de gerar a dispersão da água coproduzida 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. 
 Figura 1 - Representação de uma gota de água de uma emulsão do tipo A/O. 
Fonte: PETROBRÁS
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 . 
 MECANISMOS DE DESESTABILIZAÇÃO DE EMULSÕES 
Os mecanismos de desestabilização de emulsões são aqueles que dizem 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 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. 
Durante a etapa de coalescência, ocorre efetivamente a ruptura do filme interfacial e a fusão das gotas em outra de maior tamanho e peso. O surgimento de gotas de maior tamanho favorece a etapa subsequente, a sedimentação. Esta etapa é a mais crítica para o processo de separação de fases, pois requer que os mecanismos de estabilização da emulsão tenham sido vencidos, o que só ocorre na presença de produtos desemulsificantes. 
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.
Tratador de baixa velocidade 
 No tratador de baixa velocidade, a carga é introduzida pela parte inferior do vaso cilindrico horizontal e distribuída ao longo do seu comprimento. Desta forma, a emulsão sofre uma prélavagem 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. 
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. 
Figura 2 - Configuração de um tratador eletrostático de baixa velocidade e dos eletrodos. 
Fonte: PETROBRÁS
 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. 
Tratador de alta velocidade 
 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 sujeitos a maiores flutuações composicionais, preferencialmente os tratadores de baixa velocidade são adotados segmento upstream.
Figura 3 - Configuração de um tratador eletrostático de alta velocidade e dos eletrodos
Fonte: PETROBRÁS
Enade 2008 – Questão 50 ( Conhecimento Especifico) 
Na produção de hidrocarbonetos, do poço até a estação de tratamento, observam-se as seguintes etapas: produção, separação e transporte.
 A respeito dessas etapas, faça o que se pede a seguir.
A - Explique quais são os sistemas de elevação que podem ser utilizados na etapa de produção e especifique as condições para que possa ser aplicado.
Elevação natural – quando o reservatório tem pressão suficiente para conduzir os fluidos do poço (óleo, água e gás) até a superfície (poço surgente).
Elevação artificial – quando o reservatório não tem pressão suficiente para conduzir os fluidos do poço (óleo, água e gás) até a superfície.
B - Explique qual é a finalidade do processamento dos fluidos e quais são os tipos de separadores utilizados no processamento primário.
Transformação dos fluidos produzidos, gás ou óleo, em produto comercial. Agregar valor aos produtos explotados. Os separadores mais usados são o bifásico e o trifásico. Bifásico separa óleo e gás, o trifásico, água, óleo e gás.
C - Após o processamento primário dos fluidos, explique para onde deve ser encaminhado e como pode ser transportado cada um dos produtos obtidos.
Os produtos: o óleo é encaminhado para as estações de tratamento secundário por meio de oleodutos ou veículos apropriados; o gás é encaminhado para unidades de tratamento ou entregue diretamente para o consumo; a água é encaminhada para estações de tratamento e depois descartada ou injetada no campo petrolífero.
 
Enade 2008 – Questão 51 (Conhecimento Especifico) 
Com relação
à produção em reservatórios de petróleo, a queda acentuada da pressão.
A - É característica do mecanismo de produção de capa de gás.
O mecanismo funciona da seguinte maneira: a zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma redução na sua pressão devida à retirada de fluido. Essa queda de pressão se transmite para a capa de gás, que se expande penetrando gradativamente na zona de óleo. O gás da capa vai ocupando espaços que anteriormente eram ocupados pelo óleo. Como o gás tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão ocorre sem que haja queda substancial da pressão.
 
   
 
B - É característica do mecanismo de produção de influxo ativo de água.
Para que ocorra esse tipo de mecanismo é necessário que a formação portadora de hidrocarbonetos, óleo ou gás esteja em contato direto com uma grande acumulação de água. Essas formações saturadas com água que recebem o nome de aqüíferos podem se encontrar subjacentes ou ligadas lateralmente ao reservatório.
C - É característica do mecanismo de produção de gás em solução.
Em um reservatório com essas características, como não existe a possibili­dade de interferência do ambiente externo, toda a energia disponível para a produção se encontra arma­zenada na própria zona de óleo. À medida que o óleo vai sendo produzido, a pres­são interna do reservatório vai se reduzindo e como conseqüência os fluidos lá contidos (óleo e água conata) se expandem. Ainda devido à redução de pressão, o volume dos poros diminui de maneira semelhante ao que acontece com um balão de soprar quando se deixa escapar ar do seu interior. 
D - Ocorre em uma taxa que independe do volume do reservatório.
O volume independe não altera a pressão acentuadamente
E - Revela a existência de problemas técnicos intrínsecos ao método de produção que independem das características do reservatório.
Problemas técnicos ou intrínsecos não está diretamente associado a queda acentuadamente da pressão .
Conclusão
Neste trabalho foi realizado um estudo do tratamento do óleo, tendo como objetivo a compreensão de cada etapa envolvendo o tratamento e estabilização do óleo que contem água emulsionada. Portanto, podemos observar que os mecanismos utilizados, proporcionam no final de cada etapa estudada, um resultado onde teremos a separação do óleo e da água emulsionada, essa água que será descartada ou reutilizada posteriormente. E o óleo estará na especificações internacionais e nacionais indicadas de teor de BSW e teor de sais no óleo. 
Referências
 DA SILVA, L. F. S., FILHO, J. E. de S., RAMALHO, J. B. V. da S. Processamento primário de petróleo. Universidade Petrobras. Edt Rosana Kunert. Rio de janeiro. 2007. disponível em: https://engenhariaquimica.files.wordpress.com/2010/04/apostila-ppp.pdf . Acesso em: 30 outubro 2017. 
SIQUEIRA, R. B. do N., Estudo sobre processamento primário de petróleo. Angicos – Rio Grande do Norte, 2012. Disponível em: http://www2.ufersa.edu.br/portal/view/uploads/setores/232/TCC%20-%20Rubenia%20Bruna%20do%20Nascimento%20Siqueira.pdf . Acesso em: 01 novembro 2017.
 INEP. Exame Nacional de desempenho dos estudantes. 2008. disponível em: http://download.inep.gov.br/download/Enade2008_RNP/ENGENHARIA_VII.pdf . Acesso em: 02 novembro 2017. 
INEP. Exame Nacional de desempenho dos estudantes. 2005. Disponível em: http://download.inep.gov.br/download/enade/2005/provas/ENGENHARIA_VII.pdf . Acesso em: 03 novembro 2017. 
Um conhecimento só é válido quando compartilhado
 fim!