Atividade Estruturada

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VASOS SEPARADORES
Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas, como o interesse econômico é apenas na produção de hidrocarbonetos, há necessidade de dotar os campos de “facilidades de produção”, que são instalações destinadas aefetuar, sob condições controladas, o “processamento primário dos fluidos”.
O processamento primário dos fluidos abrange:
_ Separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão;
_ Tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias;
_ Tratamento da água para reinjeção ou descarte.
Conforme os fluidos produzidos e a 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.
O objetivo do Processamento Primário de Petróleo é de separar gás, óleo, água e tratar essas correntes, de maneira a especifica-las aos padrões de envio ao terminais e refinarias (óleo e água) e de descarte (água oleosa).
Normalmente, a separação e o tratamento dessas fases é feita numa planta de processamento, por meio do uso de produtos químicos, aquecimento e vasos separadores (dispostos em estágios), em função dos mecanismos envolvidos na separação.
Os fluidos produzidos passam, inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou em paralelo. No separador bifásico ocorre a separação gás/líquido, enquanto que no separador trifásico ocorre, também, a separação óleo/água.
Força centrífuga que aproveita as diferenças de densidade de líquido e do gás. Um separador típico constitui-se de 4 seções distintas:
_ Seção de separação primária - onde o fluido choca-se com defletores ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório. É nesta seção que a maior parte do
líquido é separado, removendo rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do líquido.
_ Seção de acumulação de líquido - onde ocorre a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que seja efetiva, o liquido deve permanecer retido durante um certo tempo.
_ Seção de separação secundária - onde se separam as gotículas menores de liquido carreadas pelo gás após a separação primária.
_ Seção aglutinadora - onde as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de pequenas gotículas de liquido na parte superior dos vasos, são utilizados extratores de névoa.
SEPARADORES BIFÁSICOS
SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL
O fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido. A força de gravidade causa a separação das gotículas mais pesadas que deixam a corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso, onde o líquido é coletado. Esta seção de coleta assegura um tempo de retenção apropriado, necessário para que o gás se desprenda do líquido e vá para o espaço superior do separador. O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue através da seção de separação submarina. À medida que o gás flui, pequenas gotas de líquido que ficaram na fase gasosa caem por ação da gravidade na interface gás/líquido. Algumas gotas tem diâmetro tão pequeno que não são facilmente separadas nesta seção de decantação. Entretanto, antes de deixar o vaso, o gás passa através de uma seção de aglutinação e coalescência composta por aletas de metal, almofadas de tela de arame ou placas pouco espaçadas que extraem a névoa presente no fluido.
SEPARADOR BIFÁSICO VERTICAL
Um dos componentes é o extrator de névoa (Demister) que tem a finalidade de remover gotículas de óleo carreadas pela fase gasosa efluente. Posicionados no bocal de saída de gás do separador.
SEPARADORES TRIFÁSICOS
Têm a finalidade de separar os fluidos (óleo/gás/água) produzidos em campos de petróleo. Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água, na seção de acumulação, o que implica na instalação de mais uma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema de controle de interface óleo/água além de alguns internos. Apresenta uma câmara de decantação de líquido maior que a do bifásico para que, com um tempo de residência superior (3 a 10 minutos) e o uso de dispositivos adequados, haja um aumento na eficiência de separação óleo/água.
É denominado separador de água livre, quando é usado com a finalidade de remover grande parte da água produzida que não está emulsionada com o petróleo. Através de uma válvula comandada por controlador de nível de interface água/óleo a água é liberada do vaso. O óleo, coletado em câmara independente após atingir o vertedor, também é drenado da mesma forma.
SEPARADOR VERTICAL X HORIZONTAL
Os separadores horizontais são normalmente mais eficientes sob o ponto de vista da separação gás/líquido, uma vez que oferecem uma área superficial de interface maior que permite uma maior decantação das gotículas de óleo presentes na fase gasosa, além de favorecer o desprendimento do gás da fase líquida separada. Os separadores verticais requerem uma menor área para instalação e tem uma geometria que facilita a remoção de areia depositada no fundo. Uma desvantagem para uso offshore está relacionada ao manuseio por causa da altura. Absorvem bem a golfadas, pois toda a área da seção transversal do separador está disponível para o escoamento do gás.
PROBLEMAS OPERACIONAIS
Espuma: causada por impureza presentes no petróleo. Problemas causados: dificuldade em controlar o nível de líquido, pelo surgimento de mais fase no sistema e redução no volume útil do vaso.
Parafina: pode afetar a operação de separação depositadas nas placas coalescedoras e extratores de névoa.
Areia: pode obstruir internos, acumular no fundo, causar erosão e/ou interrupção de válvulas;
Emulsões: causam problemas ao controle de nível de líquido, o que leva a uma redução na eficiência de separação.
Arraste: ocorre quanto líquido é arrastado pela corrente de gás ou quando o gás sai juntamente com o líquido.
PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL
Gás Natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos cuja composição abrange do metano (CH4) ao hexano (C6H14) sendo o metano o principal componente. Apresenta, também, pequenas quantidades de componentes diluentes, como o nitrogênio e o vapor d`água, e contaminantes (gás sulfídrico e dióxido de carbono). Em geral, o teor de hidrocarbonetos é superior a 90 %. É considerado rico quando a soma das porcentagens de todos os componentes mais pesados que o propano (C3), inclusive, é maior que 7 %.
Composição típica:
_ O gás natural é mais leve do que o ar, não tem cheiro e a sua combustão (quiema) fornece de 8.000 a 10.000 kcal/m3.
_ Ocorre na natureza associado ou não ao petróleo.
_ Os compostos que não são hidrocarbonetos e que podem estar presentes no gás natural são classificados em inertes, gases ácidos e vapor d`água.
_ Os inertes (nitrogênio) possuem como características principais o fato de não apresentarem reatividade química.
_ O vapor d`água é um contaminante preocupante. Teores elevados causam problemas operacionais (corrosão e hidratos) e podem deixar o gás fora de especificação.
_ Os gases ácidos são assim chamados por formarem uma solução de características ácidas quando na presença de água (gás carbônico, sulfídrico e demais compostos de enxofre).
Condicionamento
Condicionamento, ou tratamento, é o conjunto de processos aos quais o gás é submetido de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. Quando a finalidade do tratamento do gás é a remoção de compostos de enxofre ele é denominado de dessulfurização. Quando o objetivo é remover gases ácidos o tratamentoé chamado de adoçamento. Quando o objetivo é remover água, o tratamento é chamado de desidratação.
Desidratação
A desidratação, ou remoção de água, tem a finalidade de manter a eficiência dos dutos; evitar a formação de um meio ácido corrosivo e impedir a formação de hidratos. Pode ser feita através dos processos de absorção ou adsorção.
A absorção é realizada numa torre Absorvedora, onde o gás flui em contra-corrente a uma solução de glicol de grande poder higroscópico, que é posteriormente regenerada através de aquecimento, retornando ao processo; A remoção de água através do processo de adsorção é feita com materiais que apresentam, dentre outras características, grande área superficial e afinidade pela água, tais como a alumina, a sílica-gel e as peneiras moleculares. O adsorvente saturado é regenerado por ação do calor. Nem sempre a desidratação é a maneira mais econômica de solucionar os problemas causados pela presença da água no gás. Uma alternativa bastante usada é a aplicação de produtos químicos inibidores, que se combinam com água livre diminuindo a temperatura de formação dos hidratos.
Dessulfurização
A remoção de gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre) pode ser efetuada através dos processo de absorção química ou física. Os processos químicos reversíveis que utilizam soluções de aminas são mais usados.
Processamento
Livre da fase líquida, o gás natural é enviado a uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), onde é promovida a separação das frações leves (metano e etano que constituem o chamado gás residual) das pesadas, que apresentam um maior valor comercial.
Em função de vários fatores, tais como, composição do gás, pressão disponível, recuperações desejadas, etc., podem ser usados os seguintes processos:
_ Refrigeração simples – condensação dos HC mais pesados por meio da redução de temperatura.
_ Absorção refrigerada – o gás é submetido a um contato com um fluido auxiliar.
_ Turbo-expansão – o abaixamento da temperatura do gás, através da sua expansão numa turbina, provoca a condensação dos HC mais pesados que se deseja separar.
_ Expansão Joule-Thompson (JT) – a expansão do gás numa válvula provoca uma redução de pressão e conseqüentemente, um abaixamento da temperatura.
As frações pesadas do gás natural, que se apresentem normalmente na fase líquida, dão origem ao “Gás Liquefeito de Petróleo” (propano e butano), o conhecido gás de cozinha. 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;
Tratamento do Óleo
No processo de produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejados é a água. A quantidade de água produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de uma série de fatores, tais como: características do reservatório e idade dos poços produtores (normalmente a qtde de água produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo).
Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor). A presença de água associada ao petróleo provoca uma série de problemas nas etapas de produção, transporte e refino. Na produção e transporte os maiores inconvenientes estão ligados a:
_ Necessidade de superdimensionamento de instalações de coleta, armazenamento e transferência (bombas, linhas, tanques, etc);
_ Maior consumo de energia;
_ Segurança operacional (problemas de corrosão e/ou incrustação). A eliminação da água, portanto:
_ Proporciona um tempo de operação mais longo das diversas unidades e equipamentos.
_ Reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos.
_ Propícia operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com menores custos.
Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões que apresentam maior ou menor estabilidade em função principalmente do regime de fluxo e da presença de agentes emulsificantes que impedem a coalescência das gotículas de água.
Grande parte da água que vem associada ao petróleo é facilmente separada por simples decantação (água livre) nos separadores. Para remover o restante da água, que permanece emulsionada, há necessidade de se utilizar processos físicos e químicos que aumentem a velocidade de coalescência.
Tratamento do Óleo – Emulsões
As emulsões são mistura de dois líquidos imiscíveis formada de uma fase dispersa e uma contínua, separadas por uma película estável, constituída de agentes emulsificantes:
_ Microscopia de uma emulsão do tipo água-em-óleo.
O aparecimento de emulsões estáveis de petróleo do tipo água-em-óleo e a natureza do petróleo são os fatores críticos para o uso dessa tecnologia, pois:
_ Tem-se que adicionar produto químico (desemulsificante) para quebrar a emulsão.
_ Tem-se aquecer o petróleo para aumentar a velocidade de quebra da emulsão e a velocidade de separação da água do óleo.
_ Tem-se que promover tempo de separação para que óleo e água segreguem-se em diferentes fases. Este tempo de separação é oferecido no interior dos vasos separadores
(gravitacional e eletrostático).
O tratamento termoquímico consiste na quebra de emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45 a 60oC, em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores e que são bastante usados em campos de petróleo terrestres.
A aplicação de um campo elétrico de alta voltagem a uma emulsão faz com que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica alinhadas na direção do campo, com pólos induzidos de sinais contrários, que criam uma força de atração provocando a coalescência. Este é o princípio dos tratadores eletrostáticos, que são frequentemente encontrados nos sistemas marítimos de produção.
Tratador Eletrostático
Princípio: Separação de um líquido condutor disperso em um meio pouco condutor. As gotas de água se polarizam e tendem a passar da forma esférica para a forma elíptica.
Tratamento da Água
Tipicamente, a água proveniente dos separadores e tratadores de óleo é enviada para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para um tubo de despejo (produção offshore). Todo o óleo recuperado nas várias etapas é recolhido em um tanque recuperador de óleo, retornando ao processo. A função do vaso desgaseificador é remover traços de gás ainda presentes no líquido. Geralmente é um separador trifásico de baixa pressão. Os gases separados são encaminhados para um dispositivo de queima.
Tratamento de Água – Hidrociclones
Os hidrociclones (deoilings) são equipamentos para a separação líquido-líquido desenvolvidos, especificamente, para a separação óleo-água, que no casos de sistemas de produção, são instalados, usualmente, após os separadores de produção trifásicos ou, em alguns casos, após os tratadores eletrostáticos.
Teoria de Funcionamento
A água produzida entra no liner através de entradas tangenciais onde a energia
potencial da água é transformada em energia centrífuga. Esta força centrífuga direciona o fluido mais denso (água) para as paredes do liner e o fluido menos denso (óleo) para o
centro do corpo do liner. A manutenção da pressão da corrente de rejeito, por onde sai
o óleo recuperado, sempre abaixo da pressão de saída de água garante o direcionamento
do cone de óleo no sentido oposto ao da saída da água.
Vantagens
_ Pequeno tamanho e baixo peso se comparado a um separador de placas água-óleo, dimensionado para a mesma capacidade.
_ Tempo de residência de poucos segundos.
_ Ideal para FPSO’s e SS’s por não sofrerem influência provocada pelo balanço desses sistemas
_ Pode ser instalado na posição horizontal ou vertical;
_ Não apresenta partes móveis;
_ Necessita de pouca manutenção;
_ Necessita de pouco acompanhamento operacional;
_ Tolera flutuação na vazão.
Desvantagens
Só remove uma parte do óleo emulsionado fazendo com que o Sistema de Tratamento de Água, onde foram instalados, não se consiga atingir os valoresexigidos pela legislação.